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

Introduction

Les différentes opérations

Adoucissement Déshydratation Dégazolinage odorisation

Conclusion

Plan de l’exposé

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 Concentration maximaleEau

Dioxyde de carboneSulfure d’hydrogèneComposés sulfurés

MercureAromatiques

< 1 ppm50 à 100 ppm

4 ppm (5 mg/ m³ )20 à 30 mg/ m³

< 10 μg/ m³5 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 (MEA), diéthanolamine (DEA), méthyl-

diéthanolamine (MDEA), diisopropanol-amine (DIPA),

diglycolamine (DGA).

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.

Ethylèneglycol

Diéthylèneglycol

Triéthylèneglycol

Tétraéthylène

glycol

SigleFormule chimiqueMasse molaire (kg/kmole)Point de fusion (°C)Point d’ébullition (°C) à pression atmosphériquePression 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)

EGC2H6O262,068-13,00197,30

12,241110

0,017710,00522

2395111,11

DEGC4H10O3106,122-10,45245,00

< 1,31115

0,030210,00787

2307123,89

TEGC6H14O4150,175

-7,35277,85

< 1,31122

0,036730,00989

2190176 ,67

T4EGC8H18O5194,228

-5,00307,85

< 1,31122

0,042710,01063

2165196,11

Tableau 1.2 Propriétés physiques des glycols commerciaux

Glycol Avantages Inconvénients

MEG Moins coûteux par rapport aux autres.

Travaille à basse température.

Présente quelques tendances au moussage

DEG Ne se solidifie pas dans une solution concentrée

Stable en présence de soufre et de CO2

Difficilement régénéré à 95%

Très coûteux

TEG Ne se solidifie pas dans une solution concentrée

Stable en présence de soufre et de CO2

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.

ConclusionDifférents 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