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Insieme alla società partner
ATProX sono stati progettati e
“realizzati due impianti per il
trattamento di fuel gas per il
settore Oil&Gas che verranno
installati in un sito power plant
in Russia

del gas in ingresso e in uscita dopo il trattamento. Fig.1 - Schema di processo
Come si vede la concentrazione di H2S passa da semplificato
Un’alta concentrazione di H2S, per esempio, 3125ppm a 20ppm, quella dell’acqua da 600 ppm
può causare l’acidificazione dell’olio lubrificante, a 0 ppm.
l’eccessiva usura delle parti meccaniche e la Per ottenere le elevate performances richieste, il
corrosione del metallo. La corrosione riduce di anni sistema di rimozione H2S/H2O comprende moduli
la durata delle apparecchiature a valle. Per questo a membrana che operano in configurazione di
motivo, per esempio, i produttori di motori a gas serie.
richiedono che l’H2S nel gas pulito non superi i Il gas filtrato e riscaldato fluisce nelle membrane
100-250 ppm. In caso contrario, i costi di esercizio e la separazione viene eseguita dalle fibre cave
per la sostituzione dell’olio motore, delle candele contenute all’interno di ogni modulo a membrana.
di accensione e di altri interventi di manutenzione Il gas di alimentazione ad alta pressione viene
aumenteranno notevolmente. introdotto sul lato del guscio delle fibre cave e le
impurità vengono rimosse come gas permeato a
La rimozione di H2S da correnti gassose può
essere ottenuta attraverso differenti tecnologie:
1. Assorbimento con acqua o tramite solventi;
2. Adsorbimento per mezzo di torri riempite di
materiale adsorbente in grado di intrappolare
l’inquinante;
3. Permeazione tramite l’uso di membrane.
Nel caso specifico la scarsa disponibilità di
acqua in sito, l’alto investimento iniziale (costo
media adsorbenti), la complessità degli schemi
di processo, il quantitativo di gas da trattare,
nonché gli elevati costi di gestione (per esempio,
rigenerazione solvente) e manutenzione, hanno
spinto verso l’adozione di un sistema a membrane.
Dopo un’attenta analisi
è stato adottato un sistema
“di eliminazione dell’H2S
a membrane

Entrando nello specifico dell’impianto realizzato da
ATProX, nella tabella 1 è riportata la composizione Fig.2 - Foto impianto

Nome Composizione gas in ingresso Composizione gas in uscita

Frazione molare (CO2) 0.48% 0.08%
Frazione molare (Azoto) 3.42% 5.31%
Frazione molare (Metano) 85.94% 89.92%
Frazione molare (Etano) 4.71% 2.91%
Frazione molare (Propano) 2.63% 1.26%
Frazione molare (i-Butano) 0.00% 0.00%
Frazione molare (n-Butano) 2.45% 0.52%
Frazione molare (H2S) 3125 ppm 19 ppm
Frazione molare (H2O) 598 ppm 0 ppm Tabella 1

Impiantistica Italiana - Settembre-Ottobre 2020 83