Comparative analysis of conventional and novel low-temperature and hybrid technologies for carbon dioxide removal from natural gas with and without natural gas liquids

Worldwide electricity consumption is expected to increase over the next few decades. To deal with the greater consumptions in a sustainable way, power generation from renewable sources and, among fossil fuels, from natural gas will have the most important growth. To face the increasing consumptions of natural gas, it will also be necessary to produce it from reserves of poor quality, containing large quantities of acid gases, such as carbon dioxide and hydrogen sulphide. In a previous thesis work, different innovative and conventional technologies for the removal of carbon dioxide from natural gas were analyzed: chemical absorption with amines, physical absorption with dimethyl ethers of polyethylene glycol and methanol, low-temperature distillation and hybrid processes that combine distillation and absorption. In this analysis, raw natural gas was considered as a binary mixture of methane and carbon dioxide. The aim of this thesis work is, firstly, to investigate the performances of the physical absorption process with propylene carbonate as solvent, and of the hybrid process in which it is applied downstream of low-temperature distillation. After that, a comparison with the performances of the technologies previously investigated is carried out. In fact, propylene carbonate solvent is known in the literature to be particularly convenient when hydrogen sulphide is not present in the raw natural gas. Secondly, the objective of this thesis work moves to the study of the effect of the presence of hydrocarbons heavier than methane on the configuration and performances of the amines absorption, propylene carbonate absorption and low-temperature distillation. The processes are simulated, also considering improved configurations for energy saving purposes, with Aspen Plus® V9.0 and Aspen HYSYS® V9.0 softwares and compared in terms of “methane equivalent” consumption and products quality, giving indications about the best process selection according to the raw natural gas composition.

Nei prossimi decenni è prevista una crescita dei consumi di energia elettrica a livello mondiale. Per far fronte a tale crescita in maniera sostenibile aumenterà la produzione di energia da fonti rinnovabili e, tra i combustibili fossili, da gas naturale. Per rispondere al crescente consumo di gas naturale sarà necessario produrlo anche da riserve di petrolio e gas di scarsa qualità, contenenti grandi quantità di gas acidi, quali anidride carbonica e acido solfidrico. In un precedente lavoro di tesi sono state analizzate diverse tecnologie, innovative e tradizionali, per la rimozione di anidride carbonica dal gas naturale: assorbimento chimico con ammine, assorbimento fisico con polietilenglicole dimetiletere e metanolo, distillazione a bassa temperatura e processi ibridi che combinano distillazione e assorbimento. In questa analisi il gas naturale grezzo è stato considerato come miscela binaria di metano e anidride carbonica. Lo scopo di questo lavoro di tesi è, in primo luogo, quello di investigare le prestazioni del processo di assorbimento fisico con carbonato di propilene come solvente, e del processo ibrido in cui esso è applicato a valle della distillazione a bassa temperatura, e di confrontarle con quelle delle tecnologie precedentemente investigate. Il carbonato di propilene è, infatti, noto in letteratura per essere particolarmente conveniente quando l’acido solfidrico non è presente nel gas naturale grezzo. In secondo luogo, l’obiettivo della presente tesi si sposta sullo studio dell’effetto della presenza di idrocarburi più pesanti del metano sulla configurazione e sulle prestazioni dei processi di assorbimento con ammine, assorbimento fisico con carbonato di propilene e distillazione a bassa temperatura. I processi sono simulati, anche considerando versioni ottimizzate attraverso recuperi energetici, con i software Aspen Plus® V9.0 e Aspen HYSYS® V9.0 e confrontati in termini di consumo di “metano equivalente” e di qualità dei prodotti ottenuti, fornendo indicazioni per selezionare il miglior processo in base alla composizione del gas naturale grezzo.