traitement gaz

Information de base Editeur: Association Suisse de l’Industrie Gazière ASIG

Traitement du gaz naturel – pas seulement du séchage Plus de gisements «doux» que «acides» Produit naturel, le gaz naturel s'est formé sur plusieurs millions d'années et a migré en partie vers les gisements actuels: dans les couches poreuses sous un recouvrement étanche, le gaz s’y trouve sous haute pression, souvent en compagnie d'eau. Quelque trois quarts de ces gisements contiennent uniquement du gaz naturel, un quart environ sont des gisements de pétrole associant du gaz. Relativement peu d’entre eux sont «acides», autrement dit le gaz naturel contient jusqu'à 35 % d'hydrogène sulfuré et de dioxyde de carbone – à l'instar de nombreux gisements en Allemagne ou du seul gisement – contrairement à tous les pronostics – encore exploité en France à Lacq au pied des Pyrénées. La plupart des gisements de gaz naturel sont «doux», ils ne contiennent donc pas du tout de soufre. Outre du méthane et de l'eau, etc., le gaz extrait contient le plus souvent aussi des hydrocarbures: éthane, propane, butane, pentane, etc. ou de l'azote N2 non lié organiquement. Ainsi, le plus grand gisement de gaz naturel d'Europe Slochteren à Groningue NL, contient 14% de N2, ce qui en fait un gaz naturel de la famille L (Low) avec un pouvoir calorifique supérieur d'env. 10,5 kWh/m 3. Les gisements d'importance pour la Suisse, Drente (NL), mer du Nord, Russie, Algérie, contiennent environ 0,8 – 2,5% de N2 mais par contre une part de méthane supérieure (85 – 95%). Ils font partie de la famille des gaz naturels H (High) avec un pouvoir calorifique supérieur de plus de 13 kWh/m 3. Pour garantir des décennies durant les pouvoirs calorifiques contractuels ainsi que l'indice de Wobbe (charge du brûleur) important pour le fonctionnement des appareils à gaz, la part de méthane dans le gaz doit rester à peu près constante. En cas de variations, on ajoute ou sépare des hydrocarbures gazeux selon le besoin pour régler les propriétés de combustion.

Désulfuration par lavage Toute nouvelle opération de traitement de gaz naturels acides doit être précédée de l'élimination des éléments acides tels que l'hydrogène sulfuré, le sulfure de carbone CS 2 et/ou l'oxysulfure de carbone (COS), pour prévenir l’obstruction ou la corrosion d'équipements. Pour ce faire, on utilise des processus d'épuration physicochimiques complexes, en principe un lavage du gaz avec des agents contenant du dioxyde de tétrahydrothiophène et du diisopropanolamine ou des solvants organiques comme le méthanol. Les installations comprennent des

tours de lavage dans lesquelles le gaz à haute pression circule à température ambiante de bas en haut. La tour de lavage comporte environ 20 plateaux pourvus d'ouvertures de passage à cloches obligeant le gaz à traverser l’agent de nettoyage. Ainsi, la teneur en soufre et en COS du gaz naturel peut être réduite jusqu'à environ 1 ppm – pratiquement négligeable! Alors que le soufre est conditionné pour l'industrie, par ex. sous la forme de pellets, le lavage produit du COS propre qui peut être transformé en urée utilisée par ex. pour la réduction du NO x dans les catalyseurs SCR installés dans des centrales chaleur-force à moteur à gaz à mélange maigre ou diesel. Les agents sont régénérés en continu.

Presque toujours: du séchage Du fait que dans de nombreux gisements de gaz naturel, l'eau associée assure la pression de refoulement, l'extraction entraîne aussi de l'eau ou de la vapeur d'eau. Si le gaz naturel était introduit humide dans le réseau, la glace

Schéma d'une installation de séchage de gaz naturel Colonne de séchage

Mât d’antenne

Séparateur gaz/eau

Chargement Réservoir d’eau-production

Régénération

Vanne antifeu

Glycol

Vente

Perforations Sole

et la rouille endommageraient les conduites en acier et la robinetterie. C'est pourquoi le gaz naturel est toujours séché. Cela se fait en deux étapes: des séparateurs dits d'eau en excédent ou séparateurs à haute pression extraient la majeure partie de l'eau du gisement, les hydrocarbures et les substances solides. Mais le gaz naturel n'est toutefois pas assez sec. C'est pourquoi on utilise souvent en aval du séparateur à haute pression la séparation dite «Low Temperature Separation» LTS. Celle-ci est basée sur l'effet JouleThompson – propre à tous les gaz de se refroidir par réduction de pression. Pour ce faire, il faut une chute de pression suffisante permettant d'obtenir un refroidissement à environ –32°C. Si ce n'est pas le cas, par ex. à Slochteren où le gaz naturel sort de la tête de puits à

Installation de traitement de gaz naturel LTS (LTS = Low Temperature Separation) Réchauffeur

Schéma de fonctionnement d'un équipement membranaire

Refroidisseur

Gaz à vendre

Détendeur (Joule Thomson)

Filtre fin

Module-membrane

Préséparateur

Résidu

Condensat

Mesure de débit

PC

Gaz purifié

250 – 280 bar et 80°C, la réduction à 74 bar (injection dans la conduite de transport) produirait une température finale d'encore environ 35°C, le gaz doit être prérefroidi dans un refroidisseur à air. Dans d'autres gisements, où le gaz sort du puits avec une pression allant jusqu'à 650 bar – un prérefroidissement est superflu. Selon la température il faut plutôt préchauffer. La réduction de pression refroidit le gaz naturel jusqu'à condensation totale de l'eau, des hydrocarbures lourds et du mercure entraîné, éventuellement présent en profondeur. Pour l'injection dans la conduite de transport la pression résiduelle est suffisante. Puis suit ou alternativement à la LTS un séchage absorptif au glycol – pas avec du glycol ordinaire, mais le plus souvent avec du triéthylène glycol (TEG). Le glycol attire l'eau. Ainsi, l'humidité peut être soutirée du gaz dans des installations de séparation de matières sous la forme de tours de réaction hautes allant jusqu'à 20 m. Celles-ci fonctionnent à l'image des installations de désulfuration – avec des «plateaux à cloches» que traverse le gaz et qui s'y mélange avec le TEG. Ces «plateaux à cloches» sont peu à peu remplacés depuis dix ans par des éléments de garnissage alvéolés dont le volume est sensiblement moindre. Dans la vapeur ou le mélange vaporisé produit, le glycol absorbe l'humidité et se condense aux points prévus pour être évacué vers le recyclage. Dans les gisements présentant des débits de gaz plus faibles, le séchage s'opère par adsorption à l'aide de dessicateurs à grande surface spécifique comme le silicagel ou l'alugel; ceux-ci absorbent 20 – 30% d'eau par leur surface poreuse d'environ 600 m 2/g selon la température. Ou bien on utilise des tamis moléculaires comme la zéolithe (Ca-Al-silicates) ayant une surface poreuse d'environ 1000 m 2/g. Le séchage s'opère par un fonctionnement alterné d’absorption et de régénération par chauffage à 150 – 300°C des billes de gel ou de zéolithe saturées d'eau. Mais la consommation d'énergie étant élevée, ce processus est appelé à disparaître. Une solution de rechange est disponible.

Nouveau: utilisation de membranes perméables Les membranes perméables ont de bonnes chances de remplacer les processus si énergivores et d'éliminer de même la manipulation d'agents chimiques comme le TEG. Elles s'utilisent déjà depuis une dizaine d'années pour récupérer les vapeurs d'essence. Les membranes dotées d'une couche de séparation sans pore conviennent pour

Filtrat vers le 1er étage de compression Gaz de régénération

la séparation de gaz. Le gaz passe les phases suivantes: côté pression de la membrane, dissolution sur le polymère moléculaire, traversée d'une matrice polymère, et désorption sur l'envers de la membrane; en fonction de la tâche de séparation il y a le choix entre plusieurs types et formes différents de matériaux de membrane. Dans les premières applications on a atteint des baisses du point

Structure et assemblage d'une membrane GKSS et d'un module

de rosée de plus de 30 K pour les hydrocarbures et de plus de 25 K pour l'eau, ce qui d'ailleurs exige une préséparation minutieuse du liquide. Avec une membrane en acétate de cellulose on a atteint, pour une pression du gaz brut de 60 bar déjà, des baisses du point de rosée de l'eau de 40 K. Pour le moment, les équipements membranaires sont encore bien chers, et de plus on manque d'expérience avec les grands débits de gaz brut. Vu que les Etats-Unis ont à eux seuls plus de 30 000 installations de séchage au glycol en service, il ne fait guère de doute que le marché est mûr pour une fabrication de série avec réduction adéquate du prix de la technologie des membranes.

Comportement en solubilité et diffusions dans le silicone 20.00

15.00

70 60 50 40

10.00 30 20

5.00

10 0.00 50

100

150

200

250

Volume critique (cm3/mol)

300

0 350

Coefficient de solubilité [cmN3/(cm3Polymère bar)]

Eau-Glycol Condensat de gaz Mercure

Pentane

Eau Mercure

Glycol

Butane

Glycol

Dessiccateur

Propane

Echangeur de chaleur

Affluent du 4ème étage de compression

Ethane

Tête de puits

Séparateur d’eau en excétant Vanne de détente principale

Séparateur à basse température

Azote

Eau

-32 °C

Oxygène Méthane

5-100 °C

70 bar

25 °C

Coefficient de diffusion (E-06 cm2/s)

150500 bar

105 bar