Προσομοίωση της διεργασίας απομάκρυνσης υδρόθειου και 
διοξειδίου του άνθρακα από φυσικό αέριο: Η περίπτωση του 
κοιτάσματος υδρογονανθράκων «ΠΡΙΝΟΣ»

Μαυρογιάννη, Ειρήνη; Mavrogianni, Eirini

dc.contributor.author	Μαυρογιάννη, Ειρήνη	el
dc.contributor.author	Mavrogianni, Eirini	en
dc.date.accessioned	2023-01-09T09:45:55Z
dc.date.available	2023-01-09T09:45:55Z
dc.identifier.uri	https://dspace.lib.ntua.gr/xmlui/handle/123456789/56555
dc.identifier.uri	http://dx.doi.org/10.26240/heal.ntua.24253
dc.rights	Αναφορά Δημιουργού-Μη Εμπορική Χρήση-Όχι Παράγωγα Έργα 3.0 Ελλάδα	*
dc.rights.uri	http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/gr/	*
dc.subject	Φυσικό αέριο	el
dc.subject	Χημική απορρόφηση	el
dc.subject	Προσομοίωση	el
dc.subject	HYSYS	en
dc.subject	DGA	en
dc.title	Προσομοίωση της διεργασίας απομάκρυνσης υδρόθειου και διοξειδίου του άνθρακα από φυσικό αέριο: Η περίπτωση του κοιτάσματος υδρογονανθράκων «ΠΡΙΝΟΣ»	el
heal.type	bachelorThesis
heal.classification	Process simulation	en
heal.language	el
heal.access	free
heal.recordProvider	ntua	el
heal.publicationDate	2022-09-30
heal.abstract	Η ανάγκη για προστασία του πλανήτη από τις συνέπειες του φαινομένου του θερμοκηπίου, έχει οδηγήσει τη βιομηχανία στην αναζήτηση καθαρότερων πηγών ενέργειας. Στο πλαίσιο αυτό, παρατηρείται στροφή προς το φυσικό αέριο, επειδή παράγει λιγότερους ρύπους σε σχέση με τα υπόλοιπα ορυκτά καύσιμα. Το φυσικό αέριο δεν χρησιμοποιείται αυτούσιο μετά την εξόρυξη, καθώς περιέχει ενώσεις, βλαβερές για τον άνθρωπο και το περιβάλλον, όπως τα όξινα αέρια, δηλαδή το υδρόθειο και το διοξείδιο του άνθρακα. Το υδρόθειο είναι τοξικό για την ανθρώπινη υγεία και η καύση του οδηγεί στον σχηματισμό διοξειδίου του θείου, που είναι τοξικό για το περιβάλλον, ενώ το διοξείδιο του άνθρακα είναι το κύριο αέριο το θερμοκηπίου. Η απομάκρυνσή των όξινων αερίων είναι καθιερωμένο στάδιο της επεξεργασίας του φυσικού αερίου. Η πιο συχνά εφαρμοζόμενη τεχνολογία απομάκρυνσης είναι η χημική απορρόφηση με υδατικά διαλύματα αλκαλοναμινών, χάρη στην αυξημένη εκλεκτικότητα σε όξινα αέρια, παρά τη μεγάλη απαίτηση σε θερμότητα για την αναγέννηση τους. Το ανακτημένο υδρόθειο συνήθως μετατρέπεται σε στοιχειακό θείο και διοχετεύεται στην αγορά ως λίπασμα, ενώ το διοξείδιο του άνθρακα χρησιμοποιείται για επανεισπίεση στον ταμιευτήρα του κοιτάσματος, με σκοπό την αύξηση της παραγωγικότητάς του. Η μέθοδος αυτή περιλαμβάνει την άντληση του αερίου στο εσωτερικό του κοιτάσματος σε υψηλή πίεση, με αποτέλεσμα τη βελτίωση των ρεολογικών ιδιοτήτων του πετρελαίου και την αύξηση της ανάκτησής του (Enhanced Oil Recovery). Στην παρούσα διπλωματική εργασία, μελετάται η δέσμευση όξινων αερίων από το φυσικό αέριο του κοιτάσματος «Πρίνος», με χημική απορρόφηση σε υδατικό διάλυμα διγλυκολαμίνης (DGA). Ο σκοπός της διεργασίας είναι διττός: η τήρηση των προδιαγραφών του φυσικού αερίου σε όξινα αέρια και η μέγιστη ανάκτηση των όξινων αερίων, ώστε να αξιοποιηθούν με επανεισπίεση στον ταμιευτήρα του κοιτάσματος. Αρχικά, το σύστημα προσομοιώνεται σε Aspen HYSYS V11, με το πακέτο ιδιοτήτων Acid Gas - Chemical Solvents. Οι προβλέψεις του πακέτου για την τάση ατμών και την πυκνότητα της DGA, την ενθαλπία απορρόφησης και την ισορροπία φάσεων, αξιολογούνται με βάση διαθέσιμα πειραματικά δεδομένα της βιβλιογραφίας και κρίνονται αξιόπιστες. Η χρήση της DGA αποδεικνύεται καλή επιλογή, καθώς επιτυγχάνει ανάκτηση όξινων αερίων μεγαλύτερη από 99%. Η ενεργειακή ανάλυση της μονάδας φανερώνει ότι σχεδόν 50% της συνολικής ενέργειας καταναλώνεται για την αναγέννηση του διαλύματος DGA και οι εκπομπές CO2, από την παραγωγή και κατανάλωση ενέργειας, ανέρχονται σε 17.3 εκατομμύρια τόνους ετησίως. Η οικονομική αξιολόγηση της διεργασίας υποδεικνύει ότι απαιτούνται 310€ για την ανάκτηση ενός τόνου όξινων αερίων. Το κόστος αυτό διαμορφώνεται κυρίως από το κόστος των βοηθητικών παροχών και επηρεάζεται σημαντικά από τις διακυμάνσεις των τιμών τους. Στη συνέχεια, γίνεται παραμετρική ανάλυση και βελτιστοποίηση του συστήματος στο Minitab V.17. Διατηρώντας το επιθυμητό επίπεδο ανάκτησης, το κόστος ανά τόνο όξινων αερίων μπορεί να μειωθεί κατά 13-16%, με μεγαλύτερο αριθμό βαθμίδων ή με αύξηση κατά 3% της συγκέντρωσης του διαλύματος αμίνης. Έτσι, η μονάδα λειτουργεί σε πιο ήπιες συνθήκες και έχει μειωμένες απαιτήσεις σε βοηθητικές παροχές. Ταυτόχρονα, οι εκπομπές CO2 μπορούν να μειωθούν έως και 18%. Τέλος, κρίνεται η απόδοση δύο μιγμάτων αμινών και ενός φυσικού διαλύτη στο σύστημα απορρόφησης του Πρίνου. Ο φυσικός διαλύτης δεν ενδείκνυται για την επεξεργασία του συγκεκριμένου αερίου, καθώς απαιτεί τετραπλάσιο κόστος από τη DGA για μη ικανοποιητική ανάκτηση. Τα μίγματα αμινών επιτυγχάνουν μέγιστη ανάκτηση με περισσότερες βαθμίδες και υψηλότερο λόγο αναρροής από τη DGA, αλλά η παροχή τους στο σύστημα είναι μικρότερη. Ως αποτέλεσμα, η εφαρμογή τους μπορεί να μειώσει το κόστος ανά τόνο όξινων αερίων κατά 2-9%, λιγότερο από τη χρήση της DGA στο βέλτιστο σημείο λειτουργίας.	el
heal.abstract	The need to protect the planet from the consequences of the greenhouse effect has led the industry to search for cleaner energy sources. In this context, a shift towards natural gas is observed, as it produces less pollutants than other fossil fuels. Natural gas is not used as is after extraction, since it contains substances, harmful to humans and the environment, such as acid gases, i.e. hydrogen sulfide and carbon dioxide. Hydrogen sulfide is toxic to human health and its combustion leads to the formation of sulfur dioxide, which is toxic to the environment, while carbon dioxide is the main greenhouse gas. Acid gas removal is an established step in natural gas processing. The most applied removal technology is chemical absorption with aqueous solutions of alkanolamines, due to the increased selectivity to acid gases, despite the high heat requirement for their regeneration. The recovered hydrogen sulfide is usually converted to elemental sulfur and sold as fertilizer, while carbon dioxide is used to increase the field’s productivity by enhanced oil recovery. This method involves pumping the gas inside the field at high pressure, resulting in the improvement of the oil’s rheological properties and the increase of its recovery. In this thesis, acid gas removal from the natural gas of the "Prinos" field is studied, by chemical absorption in an aqueous solution of diglycolamine (DGA). The purpose of the process is twofold: to meet natural gas specifications in acid gases and to maximize acid gas recovery, so that they can be used for enhanced oil recovery. First, the system is simulated in Aspen HYSYS V11, with the Acid Gas - Chemical Solvents property package. The package's predictions for DGA vapor pressure and density, enthalpy of absorption, and phase equilibrium are evaluated against available experimental data in the literature and found to be reliable. The use of DGA proves to be a good choice as it achieves more than 99% acid gas recovery. The energy analysis of the plant shows that almost 50% of the total energy is consumed for the regeneration of the DGA solution and CO2 emissions from the production and consumption of energy amount to 17.3 million tons per year. The economic evaluation of the process indicates that €310 is required to recover one ton of acid gases. This cost is mainly shaped by the cost of utilities and is significantly affected by their price fluctuations. Parametric analysis and optimization of the system is then conducted in Minitab V.17. While maintaining the desired level of recovery, the cost per ton of acid gases can be reduced by 13-16%, with a larger number of stages or with a 3% increase in the concentration of the amine solution. Thus, the unit operates in milder conditions and has reduced demands on utilities. At the same time, CO2 emissions can be reduced by up to 18%. Finally, the performance of two amine mixtures and a physical solvent is evaluated in the “Prinos” absorption system. The physical solvent is not suitable for this gas feed as it requires four times the cost of DGA for unsatisfactory recovery. Amine mixtures achieve maximum recovery with more stages and a higher reflux ratio than DGA, but they require smaller flowrate. As a result, their application can reduce the cost per ton of acid gases by 2-9%, less than using DGA at the optimum operating point.	en
heal.advisorName	Βουτσάς, Επαμεινώνδας	el
heal.committeeMemberName	Βουτσάς, Επαμεινώνδας	el
heal.committeeMemberName	Μαγουλάς, Κωνσταντίνος	el
heal.committeeMemberName	Μπέλτσιος, Κωνσταντίνος	el
heal.academicPublisher	Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο. Σχολή Χημικών Μηχανικών. Τομέας Ανάλυσης, Σχεδιασμού και Ανάπτυξης Διεργασιών και Συστημάτων (ΙΙ)	el
heal.academicPublisherID	ntua
heal.numberOfPages	112 σ.	el
heal.fullTextAvailability	false