Les différentes opérations subissent par le gaz naturel au niveau des puits

Université des Sciences et de Technologie

USTO – MB –

Département de Chimie Option : Génie Chimique Module: GNL

thème

Les différentes opérations subissent par le gaz naturel au niveau des puits

Présenté par: Benyamina Mohammed

Plan de l’exposé Introduction Les différentes opérations Adoucissement

Déshydratation

Dégazolinage

Conclusion

odorisation

Introduction A sa sortie du gisement, le gaz naturel est inutilisable en cet état. Essentiellement constitués de méthane, il contient en effet, selon sa provenance, une quantité variable d’autres composants dont certains sont impropres à la distribution. •Donc le traitement du gaz naturel consiste à séparer au moins

partiellement certains des constituants présents à la sortie du puits tels que l’eau, les gaz acides et les hydrocarbures lourds pour amener le gaz à des spécifications de transport et à des spécifications commerciales.

Le gaz naturel ainsi que ses différentes fractions peuvent être transportés sous diverses formes:

• gaz naturel comprimé (transport par gazoduc) ; • gaz naturel liquéfié (GNL) ; • gaz de pétrole liquéfié (GPL) ; • produits chimiques dérivés (méthanol, ammoniac, urée...). Certains composants du gaz naturel doivent être extraits soit pour

des raisons imposées par les étapes ultérieures de traitement ou de transport, soit pour se conformer à des spécifications commerciales ou réglementaires.

Il peut être ainsi nécessaire d’éliminer au moins partiellement : • l’hydrogène sulfuré H2S toxique et corrosif en présence d’eau et de chaleur;

• le dioxyde de carbone CO2, corrosif en présence d’eau et de chaleur et ballast inutile d’un point de vue calorifique; • le mercure, corrosif dans certains cas; • l’eau, conduisant à la formation d’hydrates; • les hydrocarbures lourds, condensats dans les réseaux de transport; • l’azote, de valeur thermique nulle.

Dans le cas du transport par gazoduc, les spécifications de transport visent à éviter la formation d’une phase liquide (hydrocarbures ou eau), le blocage de la conduite par des hydrates et une corrosion trop

importante. On impose dans ce cas une valeur maximale à chacun des points de rosée eau et hydrocarbures. Dans le cas d’un gaz commercial, les spécifications sont plus sévères et comprennent également une fourchette dans laquelle doit se situer le pouvoir calorifique. Des spécifications typiques pour un gaz commercial sont présentées au tableau 1.

Composants Eau Dioxyde de carbone Sulfure d’hydrogène Composés sulfurés Mercure Aromatiques

Concentration maximale < 1 ppm 50 à 100 ppm 4 ppm (5 mg/ m³ ) 20 à 30 mg/ m³ < 10 μg/ m³ 5 à 10 ppm

Tableau 1- Spécifications d’un gaz commercial

1-Adoucissement (Décarbonatation et désulfuration) Le procédé le plus couramment utilisé pour extraire le CO2 et le H2S du gaz naturel, est celui utilisant un solvant chimique. Le principe de

base de ce procédé est le fait qu’un solvant de nature basique réagit chimiquement avec un gaz de nature acide (CO2 ou H2S). Par exemple, une solution de soude réagit avec le CO2 suivant la

réaction suivante : CO2 + 2NaOH → Na2CO3 + H2O Mais puisque NaOH est une base forte, la réaction n’est pas facilement réversible et le produit obtenu ne peut pas être régénéré facilement.

Ce procédé ne peut donc pas être utilisé pour traiter de grandes

quantités de gaz. L’utilisation des alcanolamines comme solvants s’est avérée la plus économique car le solvant peut être facilement régénéré en augmentant la température. Les amines les plus utilisées en solution aqueuse sont:

monoéthanolamine diéthanolamine

(MEA), (MDEA),

diglycolamine (DGA).

diéthanolamine

(DEA),

diisopropanol-amine

méthyl(DIPA),

1-2-Comparaison entre les procédés aux amines MEA Concerne l’épuration simultanée et poussée du CO2 et de l’H2S pour un gaz exempt d’impuretés. Faible concentration en solvant (15 à

20%) et taux de charge faible pour limiter la corrosion. Consommation élevée d’énergie. DEA Epuration simultanée du CO2 et de l’H2S pour des gaz naturels à haute pression, peut être employée en solution concentrée (jusqu’à 40% masse). Débit de circulation plus faible et moindre coût d’énergie comparativement à la MEA.

DEA Même domaine d’application que la MEA. En solution plus concentrée, mais solvant plus cher. Débit de circulation plus faible et consommation moindre d’énergie. DIPA Caractéristiques comparables à la DEA mais solvant plus onéreux. Utilisée en combinaison avec d’autres solvants dans les procédés Shell.

2-Déshydratation La présence d’eau entraîne différents problèmes pour les exploitants: suivant les conditions de température et de pression qui règnent dans une installation, la vapeur d’eau peut se condenser et provoquer la formation d’hydrates, se solidifier ou favoriser la corrosion si le gaz contient des composants acides.

Pour éviter ces phénomènes, il est nécessaire de réduire la teneur en

eau du gaz naturel au moyen de techniques de traitement appropriées. La déshydratation du gaz naturel est réalisée par différents types de procédés: • absorption ; • adsorption ;

• perméation gazeuse.

1-2- Déshydratation par absorption •Le séchage du gaz naturel est assuré dans ce cas par un lavage à contre-courant avec un solvant présentant une forte affinité pour l’eau ; ce solvant est le plus souvent un glycol. •Le gaz déshydraté sort en tête de colonne ; le glycol sortant en fond est régénéré par distillation et recyclé.

Les propriétés recherchées pour le solvant sont les suivantes : • grande affinité pour l’eau ; • coût réduit ;

• caractère non corrosif ; • stabilité à l’égard des hydrocarbures ; • stabilité thermique ; • régénération facile ; • viscosité réduite ; • faible tension de vapeur à la température de contact ; • solubilité réduite dans les hydrocarbures ; • faible tendance au moussage et à la formation d’émulsion.

Sigle Formule chimique Masse molaire (kg/kmole) Point de fusion (°C) Point d’ébullition (°C) à pression atmosphérique Pression de saturation à 25°C (Pa) Masse volumique à 25 °C (kg/m³) Viscosité dynamique à 25 °C (Pa.s) Viscosité dynamique à 60 °C (Pa.s) Chaleur massique à 25 °C (J/kg.K) Point éclair (°C)

Ethylène glycol

Diéthylène glycol

Triéthylène glycol

Tétraéthylè ne glycol

EG C2H6O2 62,068 -13,00 197,30

DEG C4H10O3 106,122 -10,45 245,00

TEG C6H14O4 150,175 -7,35 277,85

T4EG C8H18O5 194,228 -5,00 307,85

12,24 1110 0,01771 0,00522 2395 111,11

< 1,3 1115 0,03021 0,00787 2307 123,89

< 1,3 1122 0,03673 0,00989 2190 176 ,67

< 1,3 1122 0,04271 0,01063 2165 196,11

Tableau 1.2 Propriétés physiques des glycols commerciaux

Glycol

Avantages

MEG





DEG





TEG





Moins coûteux par rapport aux autres. Travaille à basse température. Ne se solidifie pas dans une solution concentrée Stable en présence de soufre et de CO2 Ne se solidifie pas dans une solution concentrée Stable en présence de soufre et de CO2

Inconvénients 

Présente quelques tendances au moussage



Difficilement régénéré à 95% Très coûteux



 

Très coûteux Présente quelques tendances au moussage

Avantages et inconvénients des glycols

1-3- Déshydratation par adsorption Le schéma de principe d’une opération de déshydratation par

adsorption en lit fixe est représenté à la figure 1.4. Le procédé fonctionne de manière alternée et périodique, chaque lit passant par des étapes successives d’adsorption et de désorption.

Figure 1.4. Procédé de déshydratation par adsorption

Au cours de l’étape d’adsorption, le gaz à traiter est envoyé sur le lit d’adsorbant qui fixe l’eau. Lorsque le lit est saturé, du gaz chaud est envoyé pour régénérer l’adsorbant.

Après régénération et avant l’étape d’adsorption, le lit doit être refroidi. Ceci est réalisé en envoyant du gaz froid. Après réchauffage, ce même gaz peut servir à effectuer la régénération. Dans ces conditions, quatre lits sont nécessaires en pratique, deux lits opérant simultanément en adsorption, un lit en refroidissement et un lit en régénération.

Un adsorbant doit présenter les caractéristiques suivantes : • capacité d’adsorption à l’équilibre importante ;

adsorption réversible permettant de régénérer l’adsorbant ; • cinétique d’adsorption rapide ; • faible perte de charge ; • résistance à l’attrition ; • inertie chimique ;

• pas de dilatation du dessicant avec la température et la saturation.

3- Fractionnement des hydrocarbures (dégazolinage) •Lorsque le gaz naturel contient une fraction relativement importante d’hydrocarbures autres que le méthane (gaz à condensat ou gaz

associé), la séparation d’au moins une partie de ces hydrocarbures peut devenir nécessaire. •Cette séparation est en général réalisée par abaissement de température avec formation d’une phase liquide ; elle peut être également effectuée par une opération d’absorption ou d’adsorption.

3-1-Absorption froide par solvant •Afin de traiter et d'acheminer du gaz naturel dissous, il doit être séparé de l'huile dans laquelle elle est dissoute. Cette séparation de gaz naturel à partir d'huile est le plus souvent fait à l'aide des

équipements installés dans ou près de la tête de puits. •La méthode d'absorption de l'extraction des condensats de gaz naturel est très similaire à l'utilisation d'absorption de la déshydratation. La différence est que, dans l'absorption des condensats de gaz naturel, une huile d'absorption est utilisé comme solvant à la place de glycol. Cette huile a une grande «affinité» pour ces liquides comme le glycol qui a une affinité pour l'eau

•Comme le gaz naturel est passé à travers un tour d'absorption, il est mis en contact avec l'huile d'absorption qui absorbe une forte

proportion des liquides de gaz naturel. L'huile d’absorption est maintenant «riches» en condensat. Il est maintenant un mélange d'huile d'absorption, propane, butanes, pentanes, et d'autres hydrocarbures plus lourds, ce mélange est chauffé à une température au-dessus du point d'ébullition des condensat, mais inférieure à celle de l'huile. Ce processus permet la récupération d'environ 75 %des butanes, et 85 à 90 %des pentanes et des molécules à partir du flux de gaz naturel.

3-2-Fractionnement par réfrigération •Le gaz sortant du séparateur haute pression est refroidi par un échange de chaleur avec le gaz traité, suivi d’une étape de

réfrigération réalisée soit au moyen d’un cycle de réfrigération externe, soit par détente.

Fractionnement par réfrigération

Le gaz peut être également refroidi par une détente. Celle-ci est d’autant plus efficace qu’elle est proche d’une détente isentropique idéale.

La détente dans une vanne est réalisée selon une évolution isenthalpique, ce qui pour une même pression conduit à une température nettement plus élevée. La réfrigération par détente à effet isenthalpique à travers une vanne représente le procédé le plus simple. C’est aussi un procédé relativement inefficace, aucun travail de détente n’étant récupéré. L’abaissement de la température obtenu par détente à effet isenthalpique est qualifié d’effet Joule-Thomson.

Pour un gaz parfait, l’enthalpie ne dépend que de la température absolue et la détente isenthalpique est également isotherme.

La détente du gaz dans une turbine, qui se rapproche d’une détente isentropique, est beaucoup plus efficace. Elle est surtout utilisée lorsqu’une séparation poussée des hydrocarbures autres que le méthane, est recherchée.

Réfrigération par détente dans une vanne

3-3-Fractionnement par distillation à basse température Lorsqu’il s’agit de séparer la fraction C3+ ou la fraction C2+ avec un

rendement de récupération élevé, il est nécessaire d’avoir recours à une opération de distillation dont l’installation est représentée à la figure

Fractionnement méthane-LGN par distillation

Le liquide sortant du séparateur haute pression est envoyé à une colonne de distillation, afin d’obtenir à la base une fraction liquide débarrassée de méthane et en tête, un gaz ne contenant plus d’hydrocarbures en C3+ ou C2+ selon les conditions opératoires. Le gaz quittant le séparateur est détendu dans une turbine (turboexpander) dans laquelle il est refroidi et partiellement

condensé. A la sortie de la turbine de détente, le mélange diphasique obtenu est envoyé à une zone de désengagement

en tête de colonne de distillation. La fraction gazeuse, qui constitue le gaz traité, permet de refroidir la charge par échange

thermique. Elle peut être ensuite recomprimée en récupérant en partie l’énergie de détente transmise par l’arbre de la turbine ; une recompression complémentaire est nécessaire pour retrouver une pression proche de la pression initiale.

4-L’odorisation •Si l’ancien gaz de ville possédait naturellement une odeur bien particulière, le gaz naturel est inodore. Il faut donc lui donner une odeur caractéristique qui ne puisse être confondu avec un autre et soit décelable par tous. On utilise soit du T.H.T. (tétrahydrothiophène) soit

d’autres mercaptans. •Au poste de livraison, on injecte l’odorant afin de le rendre facilement perceptible, avant que sa concentration n’atteigne un

niveau critique.

Conclusion Différents procédés de traitement permettent d’obtenir les spécifications requises pour le transport, ou l’utilisation du gaz naturel. Les contraintes liée à l’environnement et la nécessité de réduire les coûts, notamment dans le cas de la production en zone difficile, rendent nécessaire toutefois le recours à des procédés innovant. Ils dérivent pour une large part de

procédés plus anciens, mais peuvent conduire à des réductions importantes des coûts d’investissement et exploitation. Ainsi, des progrès significatifs ont été réalisés dans le domaine du traitement par solvants chimiques

(amines) ou physiques (traitement réfrigéré),donc le domaine des procédés de traitement reste en évolution constante