Sortir de l'ère glaciaire

Enregistrer dans la liste de lecture Publié par Lydia Woellwarth, rédactrice en chef de LNG Industry, jeudi 6 mai 2021 10h00

Margaret Greene (États-Unis), William Dolan (États-Unis), Justin Pan (États-Unis), Al Maglio (États-Unis), Tobias Eckardt (Allemagne), BASF et Harold Boerrigter (Pays-Bas), Marco Smaling (Pays-Bas) et Imelda Rusli (Royaume-Uni). ), Shell, détaillent une technologie d'adsorbant à double usage pour l'élimination combinée des hydrocarbures lourds et de l'eau du gaz d'alimentation pauvre du GNL afin d'éviter le gel des boîtes froides.

Figure 1. Gamme typique pour une usine de GNL conventionnelle.

Le gaz d'alimentation pauvre pour les usines de GNL est de plus en plus répandu, car plusieurs projets de GNL récents sont basés sur du gazoduc qui contient principalement du méthane avec une faible teneur en gaz naturel liquide (C2-C5) et en hydrocarbures lourds (C5+) que le gaz naturel conventionnel typique.1 Cependant , les compositions plus pauvres, en particulier le gaz de pipeline pointé par la rosée, peuvent manifester une « queue lourde » petite mais significative d'hydrocarbures lourds et de BTX qui peut être difficile à définir et à éliminer.

L’élimination des hydrocarbures lourds (C8+ HHC) et des composants aromatiques (BTX) du gaz naturel avant la liquéfaction est essentielle à la production continue de GNL. Même des traces de certains HHC et aromatiques peuvent provoquer une précipitation de solides (gel) et un encrassement des principaux échangeurs de chaleur de liquéfaction. Par exemple, même les usines de GNL existantes alimentées par des charges relativement pauvres ou confrontées à des fluctuations de la composition des gaz d’alimentation sont souvent confrontées à des défis avec la technologie actuellement installée pour traiter les traces lourdes dans les gaz d’alimentation pauvres.

Figure 2. Élimination des hydrocarbures lourds (HHC) avec une colonne de lavage à l'intérieur d'une boîte froide.

Un gaz d'alimentation pauvre présente de nombreux défis par rapport aux méthodes conventionnelles d'élimination des hydrocarbures lourds, telles qu'une colonne de lavage et une unité d'extraction de liquides de gaz naturel. L'unité d'extraction de liquides de gaz naturel est une unité à forte intensité de capital avec un nombre élevé d'équipements, et elle nécessite des exigences considérables en matière de services publics pendant son fonctionnement. Avec de faibles rendements, une unité d’extraction de liquides de gaz naturel devient peu rentable. La colonne de lavage intégrée peut devenir inadaptée en raison des faibles niveaux de composants C2-C5, car le trafic de liquide dans la colonne de lavage est insuffisant pour faire fonctionner l'unité de manière stable aux températures de condensation disponibles.

Dans cet article, une étude comparative est présentée comparant la technologie d’adsorption modulée en température (TSA) à double usage (Durasorb Cryo-HRU) aux processus conventionnels d’élimination des HHC C8+ du gaz d’alimentation pauvre. L'analyse mettra en évidence les avantages de la technologie d'adsorption dans des conditions de gaz d'alimentation et de fonctionnement spécifiées. Il sera démontré que la technologie TSA à double usage présente des avantages significatifs, y compris pour les applications de modernisation de la déshydratation, en termes de complexité réduite, d'amélioration des CAPEX, de facilité et de flexibilité de fonctionnement et de fiabilité. Les nouveautés de la technologie sont discutées avec les résultats de tests approfondis, illustrant que la combinaison de HHC et d'élimination de l'eau dans un seul système est robuste. Les spécifications d’alimentation de l’échangeur thermique cryogénique principal (MCHE) de l’unité de liquéfaction – telles que mentionnées dans cet article – sont résumées dans le tableau 1.2.

L'analyse présentée considère les différentes technologies de prétraitement du gaz naturel pauvre pour la production de GNL. Le gaz pauvre, également connu sous le nom de gaz sec, est défini comme du gaz naturel contenant moins de 5 % d'hydrocarbures liquéfiables.3 La configuration typique d'une usine de GNL conventionnelle avec un gaz d'alimentation non pauvre est illustrée à la figure 1. Après l'installation d'admission , le gaz passe par l'unité d'élimination du mercure (MRU) pour éliminer le mercure, suivie par une unité d'élimination des gaz acides (AGRU) pour éliminer le CO2 (à <50 ppmv) et le H2S (à <3,5 ppmv), et une unité de déshydratation (DeHy) pour éliminer l'eau (à <0,1 ppmv). Une option alternative consiste à positionner le MRU en aval du DeHy. La spécification C5+ de <500 ppmv du gaz est atteinte dans une colonne de lavage ou dans la section des liquides de gaz naturel. Dans ces étapes, les hydrocarbures les plus lourds et les aromatiques sont éliminés bien en dessous de 1 ppmv.