Ottimizzazione del recupero dei vapori dai serbatoi di stoccaggio

Jan 01, 2024

1 febbraio 2022 | Di Yik Fu Lim, Dominic CY Foo e Mike Boon Lee Ooi

Gli idrocarburi leggeri nei serbatoi di stoccaggio possono vaporizzare e sfogare nell'atmosfera, creando emissioni nocive. Un'unità di recupero vapori ottimizzata può ridurre in modo efficace ed economico tali emissioni

Nell'industria chimica, della raffinazione del petrolio e del gas naturale, i serbatoi di stoccaggio vengono utilizzati per contenere vari liquidi, come condensati, petrolio greggio e acqua prodotta. Il condensato e il petrolio greggio vengono solitamente conservati in serbatoi a pressione atmosferica con tetto fisso tra i pozzi di produzione e le condutture o durante il trasporto su camion. Nei giacimenti offshore, le navi di stoccaggio solitamente contengono petrolio greggio e condensato prodotto da pozzi collegati o da piattaforme vicine [1].

Nella maggior parte dei casi, gli idrocarburi leggeri, come metano, composti organici volatili (COV), gas naturali liquidi (NGL) e inquinanti atmosferici pericolosi (HAP), presenti nel petrolio greggio tendono a vaporizzare e ad accumularsi nello spazio tra il tetto fisso e il liquido. livello del serbatoio [2]. Le variazioni della temperatura ambiente provocano la fluttuazione del livello del liquido nel serbatoio, portando alla fuoriuscita di vapori nell'atmosfera. Questi vapori fuoriusciti causano perdite di reddito dovute alla riduzione del volume degli idrocarburi e ai cambiamenti nella misurazione della gravità del petrolio secondo l'American Petroleum Institute (API). Oltre ai potenziali rischi di incendio, contribuiscono anche all'inquinamento ambientale, poiché il metano (C1) e l'anidride carbonica (CO 2) sono gas serra che contribuiscono al riscaldamento globale [3].

I gas flash possono essere bruciati o scaricati direttamente nell'atmosfera: quest'ultima ha un impatto sulle emissioni ambientali [4]. Pertanto, un’opzione comunemente accettata per ridurre contemporaneamente le emissioni di idrocarburi leggeri e realizzare risparmi economici significativi è quella di installare unità di recupero del vapore (VRU) sui serbatoi di stoccaggio. I VRU sono sistemi relativamente semplici in grado di catturare circa il 95% dei vapori leggeri di idrocarburi per la vendita o per l'utilizzo in loco, ad esempio come carburante. Rif. 2 hanno riportato la generazione di risparmi derivanti dal recupero di idrocarburi leggeri, riducendo allo stesso tempo il volume degli HAP e delle emissioni di metano.

Per questo articolo, la simulazione e l'ottimizzazione sono state eseguite su una VRU per il recupero di idrocarburi leggeri. I parametri di processo che influiscono sulla redditività sono stati identificati e ottimizzati al fine di ottenere una maggiore redditività per la VRU.

Un modello di simulazione del caso base (Figura 1) è stato sviluppato utilizzando il software di simulazione del processo commerciale Aspen Hysys v8.8, utilizzando un pacchetto termodinamico che impiega l'equazione di stato di Peng-Robinson, che viene spesso utilizzata per valutare i sistemi di gas naturale nell'industria. La composizione del flusso di alimentazione è tratta da un caso di studio riportato in letteratura per un'unità galleggiante di stoccaggio e scarico della produzione (FPSO) [5], come mostrato nella Tabella 1.

Come mostrato nella Figura 1, l'alimentazione di idrocarburi leggeri (flusso 1) che viene sfiatata o svasata da un recipiente di stoccaggio viene alimentata a condizioni atmosferiche (1 atm e 40ºC) a un compressore ad anello liquido. L'alimentazione viene compressa ad una pressione che corrisponde alla temperatura massima (150ºC) all'uscita del compressore (per evitare danni al compressore). I gas compressi passano quindi attraverso un refrigeratore d'aria (con una caduta di pressione di 0,3 barg), dove per il raffreddamento viene utilizzata l'aria ambiente a 35ºC. Successivamente, uno scrubber ad aspirazione (un separatore trifase) viene utilizzato per separare la fase gassosa (Stream 4) e lo strato acquoso (Stream 6) dal prodotto (Stream 5), che è la fase organica.

La fase organica separata nel flusso del prodotto viene consegnata in un vaso di espansione per la vendita o per l'ulteriore lavorazione. La fase acquosa nel flusso 6, che consiste principalmente di acqua, viene miscelata con il gas espanso (flusso 13) con una piccola quantità di idrocarburo prima di entrare nello scambiatore di calore (HE) come mezzo di raffreddamento. All'uscita dall'HE, questo flusso viene quindi svasato o scaricato.

FIGURA 1. Il modello di simulazione per questo esercizio di ottimizzazione è stato sviluppato utilizzando il software Aspen HYSYS