Simulation, optimization and mathematical modelling of a hybrid membrane system for natural gas dehydration and CO2 removal

Abstract

Membraner aksepteres i økende grad som metode for naturgassrensing ettersom etterspørselen etter naturgass øker og strengere klima- og utslippsregler innføres. I denne rapporten, har et hybrid membransystem for fjerning av vann og CO2 i naturgass blitt studert. En spiralmodul med en MTR Pebax® co-polymer-basert sammensatt membran ble simulert for dehydrering, og to fibermoduler med polyimid-derivert karbonmembran ble simulert i serie for fjerning av CO2. Målet var å evaluere kost-nytte-effekten som et forstudie for systemet. Videre ble en membranmodell utviklet, sammenlignet med eksperimentelle data og analysert for bruk i simuleringsverktøy for å forutsi prestasjonen til membraner for gasseparasjon. Et utvalg av ulike designkonfigurasjoner ble vurdert med hensyn til antallet og utformingen av kompressorer. Hver designkonfigurasjon ble optimalisert ved bruk av Nelder-Mead-metoden med en penalty-funksjon. Optimaliseringsprogrammet ble utført eksternt ved å opprette en COM automatasjonsserver (ActiveX) som koblet det eksterne programmet til brukergrensesnittet for simuleringsprogrammet. Likningssettet for membranmodellen ble diskretisert ved å bruke en ortogonal kollokasjonsmetode som transformerte likningene til ikke-lineære algebraiske likninger som videre ble løst ved bruk av Newton-Rhapson-metoden. Membranmodellen ble deretter integrert i simuleringsprogrammet med den optimale designkonfigurasjon som en Cape-Open enhetsoperasjon basert på COM-teknologi.

Det optimale designet besto av to kompressorer i serie mellom enheten for dehydrering og enheten for CO2-fjerning, med kompresjon av den resirkulerte retentatstrømmen fra CO2-enheten, og en trykkventil for å redusere trykket i den resirkulerte permeatstrømmen fra CO2-enheten. Den spesifikke kostnaden for renset naturgass var 2.192E−3 $/m^3 og kravene til gassens sammensetning og utslipp ble innfridd. I det optimale designet med ChemBrane-modellen var duggpunktet til vann -52.5 grader celsius, den rensede naturgassen besto av 97.5% metan og det var 95% CO2 i strømmen for videre bruk i EOR. Gassens duggpunkt var -11.5 grader celsius. Det optimale systemdesignet med membranmodellen utviklet i dette arbeidet ble ikke optimalisert på grunn av tilkoblingsproblemer med COM-serveren og simuleringsprogrammet. Membranmodellen ble validert av ett av to eksperimenter med et relativt avvik ≤ 3.65%, og kunne derfor brukes til simulering av gasseparasjon i fibermoduler. Sammenlignet med data fra det andre eksperimentet, ble membranmodellen funnet å være ugyldig på grunn av store relative avvik i permeatstrømmene og renheten. Membranmodellen viste derimot tilnærmet like resultater som ChemBrane-modellen, men ble vurdert å vise mer realistisk gasseparasjon i fibermoduler.

Studiet viser at membraner for naturgassresning er både teknisk og økonomisk mulig, men dehydreringsenheten må forbedres med hensyn til design, modulkonfigurasjon eller membranytelse. Testing av membranene i anleggsskala er nødvendig for å bestemme levetiden og for videre validering av membranmodellen. COM-teknologien og Cape-Open enhetsoperasjon i simuleringsprogrammet må utforskes for ekstern optimalisering av bruker-definerte modeller. Til slutt, en detaljert evaluering av kostnaden, inkludert en økonomisk analyse og en sensitivitetsanalyse, er nødvendig for å forbedre kostnadsberegningene.

Membranes for natural gas treatment are gaining increasing acceptance with the increasing natural gas demand and stricter environmental regulations. In this work a hybrid membrane system for natural gas dehydration and CO2 removal was studied. A Spiral-wound MTR Pebax® co-polymer based composite membrane for dehydration was simulated, and a hollow fiber polyimide derived carbon membrane was simulated in series for removal of CO2. The aim was to evaluate the technical end economical feasibility with respect to pipeline and sales specifications and specific cost of natural gas processing. Furthermore a membrane model was developed, compared to experimental data and analyzed for use in the process simulation to predict the membrane performance. Various design configurations were proposed with respect to the number and arrangement of compressors. Each design configuration was optimized using the Nelder-Mead simplex algorithm with a penalty function. The optimization routine was carried out externally by creating a COM automation server (ActiveX) to connect with the simulation interface. The set of membrane model equations were dicretized using the orthogonal collocation method to form a set of non-linear algebraic equations which was solved applying the Newton-Rhapson method. The membrane model was then integrated in the simulation environment with the optimal design configuration as a Cape-Open unit operation based on the COM technology.

The optimal design configuration contained two compressors in series between the dehydration unit and the sweetening unit, with compression of the recycled retentate from the sweetening unit, and a pressure relief valve instead of a turbine for expanding the sweetening unit permeate before entering the dehydration unit as sweep gas. The specific natural gas processing cost for the optimal design was 2.192E−3 $/m^3, and the pipeline and sales specifications were met. For the optimal design with the ChemBrane model the water dew point was -52.5 centigrades, the methane purity was 97.5%, the CO2 purity in the gas for enhanced oil or gas recovery was 95%, and the gas dew point was -11.5 centigrades. The design with the model developed in this work was not optimized due to connection issues between the COM automation server and the simulation case. The model was found suitable for gas transport through hollow fiber membranes by one of two experiments with a relative deviation ≤ 3.65%. The other experiment deemed the model invalid due to large deviations in the permeate flow rate and permeate purity. Compared to the ChemBrane model, which was initially applied in the process design, the model showed similar but more realistic performance.

In conclusion, the study shows that it is technically and economically feasible to use membranes for gas treatment, but the dehydration unit must be improved in terms of design, module configuration or membrane performance. Testing of the membranes in plant scale is necessary to determine the membrane lifetime and for further model validation. Investigation of the COM-technology and Cape-Open unit operation in the simulation environment is necessary for external optimization of user-defined models. Lastly, a detailed economical evaluation including an economic analysis and a sensitivity analysis is required to improve the cost estimations.