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UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA

Faculté des Sciences Appliquées

Département de Génie des procédés

Mémoire

MASTER ACADEMIQUE

Domaine : Sciences et Technologie

Filière : Génie des procédés

Spécialité : Ingénierie du gaz naturel

Présenté par :ZEHRI Khalifa et SOUDA Mekki

Thème

Soutenu le 31/05/2016

Devant les jurys composé de :

2015-20016

Devant les jurys :

Président : Pr. SEGHNI LADJEL M. C. A UKM.Ouargla

Examinateur : Dr. KEHOUL FARES M. C. A UKM.Ouargla

Examinateur : Dr. SELLAMI MOHAMED HASSEN M. C. A UKM.Ouargla

Encadreur : Mr. ARBAOUI NACERDINNE M. A. A UKM.Ouargla

Optimisation de récupération de GPL par recyclage du

gaz au niveau de l’usine de traitement du gaz de GTFT.

Remerciements Dieu merci de nous avoir donné la santé, la volonté et le courage sans

lesquels ce travail n’aurait pu être réalisé.

Nous remercions notre encadreur Mr ARBAOUI Nasreddine qui n’a

ménagé aucun effort pour nous fournir les conseils et remarques utiles et

nécessaires.

À l’accomplissement de ce travail ayant abouti la réalisation de ce

mémoire de fin d’étude.

Nos respects s’adresse aux membres de jury qui nous font l’honneur

d’apprécier et examiner ce travail.

Nous remercions vivement et nos respects les plus distingués à tous les

enseignants du département Génie des procédés, université KASDI

Merbah Ouargla

SOUDA Mekki ZEHRI Khalifa

Dédicace Je dédie ce modeste travail à ceux qui ont tout sacrifié pour moi

mes chers parents

A mes frères et sœurs

Et tous les membres de la famille ZEHRI

A mes chers amis

A tous mes chers enseignants et mes amis depuis le primaire

jusqu’à l’université

A ceux qui ont été là pour moi et que j’ai oublié des les citer

ZEHRI Khalifa

Dédicace Je dédie ce modeste travail à mes chers parents

A tous mes proches de la famille SOUDA plus particulièrement à

mon frère Abdallah et mes sœurs Ranya, Meriem Dorsaf et

Nourssine

A tous mes chers amis Adel, Ali et Ahmed AIZI et mes collègues à

l’université de Ouargla surtout mon binôme KHALIFA.

A tous ce qui m’ont enseigné tout au long de mon cursus

SOUDA Mekki

Sommaire

Remerciement

Dédicaces

Liste des figures

Liste des tableaux

Liste des courbes

Liste des abréviations

Résumé

Introduction .................................................................................................................... 1

1. Théorie du gaz naturel ............................................................................................... 3

1.1. Formation du gaz naturel ......................................................................................... 3

1.2. Les différents Types de gaz .................................................................................... 4

1.3. Caractéristiques du gaz naturel ............................................................................... 5

1.4. Réserves prouvées de gaz naturel ............................................................................ 5

1.5. Production de gaz naturel en 2014 ........................................................................... 6

1.6. Exportations de gaz naturel en 2014 ........................................................................ 7

1.7. Les réserves gazières en Algérie ............................................................................... 8

1.8. Les risques directs et indirects du gaz naturel ....................................................... 8

1.9. Divers utilisation du gaz naturel .............................................................................. 9

2. Généralités sur le GPL ............................................................................................. 10

2.1. Définition de GPL ................................................................................................... 10

2.2. Les sources des GPL ................................................................................................ 1

2.3. Les caractéristiques de GPL .................................................................................. 11

2.4. Distribution (transport) de GPL ........................................................................... 12

2.5. L’offre mondiale de GPL ............................................................................................. 13

2.6. La demande mondiale en GPL ............................................................................. 14

2.7. La consommation mondiale en GPL .................................................................... 15

2.8. La consommation nationale du GPL ..................................................................... 16

2.9. Utilisation du GPL ................................................................................................. 17

3. Techniques de traitement de gaz ............................................................................. 18

CHAPITRE I : Généralités et Techniques de traitement de gaz

3.1. Procédé HUDSON ................................................................................................. 18

3.2. PROCEDE PRICHARD ....................................................................................... 19

3.3. PROCEDE MIXTE .............................................................................................. 21

1. Présentation du champ de TFT ................................................................................ 22

1.1. Situation géographique ......................................................................................... 22

1.2. Historique .............................................................................................................. 23

1.3. Description générale de l'unité ............................................................................. 25

1. Introduction ............................................................................................................. 35

1.1. Données de fonctionnement de l’unité de traitement de GTFT ......................... 39

1.2. Détermination des modèles thermodynamiques, par validation sur le cas de 2015

où les compositions à travers plusieurs Stream sont connues ..................................... 39

1.3. Résultat de la simulation du choix du modèle thermodynamique comparé au cas

design 2015 pour les Stream clés de production du gaz, GPL et Condensat .............. 43

Conclusion ..................................................................................................................... 57

Annexe 01 simulation HYSYS ..........................................................................................

Annexe 02 ..........................................................................................................................

CHAPITRE II : Présentation du champ de TFT

Partie pratique

Liste des figures

figure titre page

01 Schéma simplifie du process de formation du gaz 04

02 répartition des réserves gazière en Algérie 08

03 Evolution de l'offre mondiale des GPL par région (2000 - 2012) 14

04 l'offre mondiale des GPL par région 14

05 Evolution de la demande mondiale des GPL (2000 - 2012) 15

06 Schéma simplifie du procède HUDSON DE TFT 19

07 Schéma simplifie du procède PRITCHARD 21

08 Schéma simplifie du procède MIXTE 21

09 Situation géographique du GTFT 22

10 Cartographie des puits producteurs du gaz de GTFT 24

11 Schéma Synoptique de l’unité de traitement du gaz de GTFT 33

12 Schéma simplifie de l’unité de traitement du gaz de GTFT 34

Liste des tableaux

Tableau Titre Page 01 Classement des réserves prouvées du gaz. 05 02 Classement des pays producteurs du gaz 06 03 Classement des pays exportateurs du gaz 07 04 Composition du gaz d’alimentation GTFT. 24 05 Données d’alimentation de l’unité de GTFT 39 06 Paramètres de fonctionnement 39 07 Paramètres de fonctionnement des Stream cas design 2015 40 08 Composition des stream 42 09 Résultat de simulation PR 43 10 Résultat de simulation SRK 44 11 Résultat de simulation CHS 45 12 Résultat de simulation PRSV 46 13 Résultat simulation paramètres des stream 47 14 Paramètres de fonctionnement train 1 48 15 Composition du gaz d’entrée 49 16 Résultat de simulation par Hysys 55

Liste des courbes

courbe titre page

01 évolution de la pression slug catcher en fonction de la production de GTFT 35

02 pression fond zone centre 36

03 pression fond zone ouest 37

04 T entrée train = f(%vanne recyclage FV- 1320) 50 05 T entrée déethaniseur = f(%vanne recyclage FV- 1320) 50

06 T sortie gaz de déethaniseur = f(%vanne recyclage FV- 1320)

51

07 T sortie liquide de déethaniseur = f(%vanne recyclage FV- 1320) 52

08 Débit molaire du gaz de vente = f(%vanne recyclage FV- 1320) 52

09 Débit molaire de GPL = f (%vanne recyclage FV- 1320) 53

Liste des abréviations

abréviations Explication TFT Tin Fouyé Tabankort TVR tension de vapeur ride PCS Pouvoir calorifique supérieur FV Flow vanne BP British Petroleum ND Non déclaré

GNV Gaz naturel véhicules GPL Gaz du pétrole liquéfié PC Pouvoir calorifique

GNL Gaz naturel liquéfié Nmᶟ Normal mettre cube

T température P Pression V vapeur M Mélange L Liquide

HRM Hassi el rmel ALG Algar RN Gourde nos

IN AS Ain amenas

:ملخص

تواجھ حالیا مشكلة كبیرة من حیث لوحظ انخفاض تدفق الغاز إثر نقص تغذیة غاز GTFTوحدة معالجة الغاز الغطاء وقد خلق ھذا المعدل انخفاضا مرافق الخلل الوظیفي في الوحدة الذي یؤدي إلى انخفاض في إنتاج كمیة اآلبار المنتجة.

ونوعیة غاز البترول المسال.

ولمعالجة ھذا الوضع الحرج اضطررنا للتحقق من إمكانیة إعادة تدویر كمیة من الغاز المعالج المعد للبیع إلى مدخل ) وذالك الستعادة الحد األقصى لغاز البترول 2(القطار FV 2320) و1( القطار FV 1320القطار من خالل صمامات

غاز الطبیعي المسال.المسال في غاز البیع لتعویض تراجع اإلنتاج من ال

وكانت النتیجة مرضیة جدا حیث وصلت نسبة الشفاء إلى ،HYSYSالمحاكاة وأجریت عملیة المراجعة باستخدام برنامج طن یومیا 202٪ (المعدل المقدم من تصمیم وحدة) مع زیادة إنتاج الغاز الطبیعي المسال إلى 75٪ إلى 70زیادة من

:المفتاحیة الكلمات

ةستعادا .إعادة تدویر .غاز البیع .البترول المسالغاز

Résumé L’unité de traitement du gaz cap de GTFT est actuellement confrontée à un problème majeur en termes de baisse de débit du gaz d’alimentation suite au déclin constaté sur les puits producteurs du gaz. Cette baisse de débit a engendré un disfonctionnement des installations de l’unité qui a pour conséquence une baisse de production en GPL en quantité et qualité. Pour remédier à cette situation critique nous étions dans l’obligation de vérifier la possibilité de recycler une quantité du gaz de vente traitée vers l’entrée du train à travers les vannes FV 1320 (train 1) et FV 2320 (train 2) pour pouvoir récupérer le maximum de GPL entrainé dans le gaz de vente, afin de compenser le manque à produire en GPL. La vérification a été réalisée à l’aide de simulateur Hysys dont le résultat était très satisfaisant où le taux de récupération à augmenter de 70 % à 75% (taux prévu par le design de l’unité) avec un gain de production en GPL de 202 Tonnes par jour. Les mots clé: GPL. Recyclage. Récupération.. gaz de vente. Potentiel Abstract Actually the GTFT gas treatment unit is confronted to the major problem in which is the inlet unit flow gas reduction, further to the decline of gas potential production noticed on the producing wells of the gas.This reduction in flow gas engendered a destabilization of the all running equipment’s which has for consequence a fall or decrease of LPG production in terms of quantity and quality. In order to remedy this critical situation we were in the obligationto verify the possibility of recycling a quantity of the sale treated gas towards the entranceof the train through the recycling valves FV-1320 (train 1) and FV-2320 (train 2) to be able to get back the maximum of LPG entrained in the sale gas, with the aim to compensate the producing lack of LPG. The check was realized by Hysys simulator and the result which was very satisfactory where the recovery ratio to be increased from 70 % to 75 % (Unit design recovery rate) with positive earnings of 220 tons per day of LPG. The Keys Words: Potential. LPG. Recycling. Sale gas. . Récupération.

Introduction générale

Ingénierie du gaz naturel université KASDI Merbah Ouargla 1

1. Introduction :

Pendant longtemps, le gaz naturel a été considéré comme un sous-produit du

pétrole; il était brûlé à la torche sur de nombreux gisements. Il a commencé à être utilisé

aux Etats-Unis, dans l’industrie d’abord, puis pour des usages domestiques en se

substituant peu à peu au gaz manufacturé.

Actuellement, le gaz naturel joue un rôle énergétique croissant, l’importance de ses

réserves et les avantages qu’il présente sur le plan environnemental favorisent son

utilisation dans plusieurs secteurs, notamment dans la génération et la production

d’électricité.

Le gaz naturel est un mélange souvent très riche en méthane et qui contient

généralement en proportions décroissantes tous les hydrocarbures saturés jusqu'à des points

d’ébullition supérieurs à 200°C, en outre il renferme en proportions variables de l’Azote, du

gaz carbonique, des composés sulfurés ainsi que de l’eau provenant de la couche productrice.

Il se trouve sous pression dans les roches poreuses du sous-sol, souvent, en solution avec du

pétrole brut ou du condensât. [1]

Le gaz naturel en sortie des puits de production subit un traitement qui consiste à

retirer spécifiquement certains constituants présents dans le gaz brut tel que l’eau (par

procédé de déshydratation), le gaz carbonique (par procédé de décarbonatation) et les

sulfures (par procédé de désulfuration) et pour rendre le gaz compatible avec les

spécifications requises, pour son transport et/ou pour les spécifications de qualité

commerciales et réglementaires en termes de l’environnement.

L’efficacité de traitement du gaz dépend de la qualité et la quantité du gaz a traité

et décroit en fonction de la diminution de la quantité du gaz qui alimente l’unité de

traitement.

Cette quantité dépend directement du comportement du gisement du gaz en

fonction du temps, qui se manifeste par un déclin rapide du potentiel du réservoir. Le

déclin de potentiel du réservoir à pour conséquence l’instabilité de fonctionnement de la

section de fractionnement des hydrocarbures liquides (débutaniseur) et la section de

Introduction générale

Ingénierie du gaz naturel université KASDI Merbah Ouargla 2

production de froid (section de détente par turbo-expander). Cette instabilité du process

rend le fonctionnement des unités de traitement du gaz très difficile en termes des quantités

et qualités des produits finis comme le cas des produits de GPL (teneurs en C2- et C5+),

condensat (tension de vapeur TVR), et le gaz commerciale (teneurs en eau et PCS).

Dans le but de palier à cette situation critique de fonctionnement de l’unité de

traitement du gaz, nous a été demandé d’étudier la possibilité de mettre la ligne de

recyclage existante en service par le recyclage du gaz traité vers l’entrée de l’usine, afin

d’augmenter le débit du gaz d’alimentation pour maintenir les conditions opératoires de la

section de fractionnement et la section de détente proche du design.

L’objectif de cette étude est l’optimisation des paramètres de fonctionnement d’un

train de traitement du gaz avec le mode recyclage du gaz de vente (gaz commercial) vers

l’entrée du train à travers les vannes de recyclages FV1320 et FV 2320.

Le but de cette optimisation est de voir l’effet de recyclage du gaz sur le taux de

récupération de GPL en quantité et qualité, afin d’avoir une meilleure exploitation de la

section de fractionnement (colonnes débutaniseur) de l’unité de traitement du gaz de

GTFT.

Chapitre I Généralités et Techniques de traitement de gaz

Ingénierie du Gaz naturel université KASDI Merbah Ouargla 3

1. Théorie du gaz naturel :

Le gaz naturel est une énergie primaire bien répartie dans le monde, propre et de plus en

plus utilisée. Elle dispose de nombreuses qualités abondance relative, souplesse d’utilisation,

qualités écologiques très excellente, prix compétitifs en tant que combustible par rapport aux

autres sources d’énergies.

La mise en œuvre de cette énergie repose sur la maîtrise des techniques de l’ensemble de

la chaîne gazière, qui va de l’extraction aux consommateurs ou utilisateurs, en passant par le

traitement, le stockage, le transport, et la distribution.

Le gaz naturel est une énergie fossile comme la houille, le charbon. C’est un mélange

d’hydrocarbures dont le principal constituant est le méthane (CH4) qui représente 75 % à 95 % de

la composition du gaz et avec en pourcentage non négligeable de CO2 et de H2O. [2]

Le gaz naturel se trouve dans divers réservoirs souterrains, parfois associé à du pétrole.

1.1. Formation du gaz naturel :

Le gaz naturel est issu de la transformation naturelle, pendant des millions d'années, de

matières organiques comme les végétaux et les animaux. Ces résidus organiques se décomposent

et sont enterrés sous des couches de sédiments. Avec le temps et sous l'effet de la pression et de

la chaleur, ces couches sédimentaires se transforment en hydrocarbures comme le pétrole ou le

gaz naturel à l'intérieur d'une couche rocheuse appelée « roche-mère ». Puisqu'il est léger, il

monte à l'intérieur de roches plus poreuses jusqu'à ce qu'il se heurte à une couche de roche

imperméable. Bloqué à cet endroit, une poche de gaz naturel se crée. Ce processus prend des

millions d'années et illustré au niveau de la figure suivante. [3]



Figure I.1: Schéma simplifie du process de formation du gaz. [3]

1.2. Les différents Types de gaz :

Il existe plusieurs formes et type de gaz naturel, se distinguent par leur origine ;

composition et le type de réservoirs dans lesquels ils se trouvent avec l’apparition d’une phase

liquide dépend des conditions de température et de pression dans le réservoir et en surface, ce qui

conduit à distinguer les types suivants :

Gaz sec : ne forme pas de gaz liquide dans les conditions de production.

Gaz humide : forme une phase liquide au cours de production dans les conditions de surface,

sans qu’il y ait condensation rétrograde dans le gisement.

Gaz a condensât : forme une phase liquide dans le réservoir lors de productions par

condensation rétrograde.

Gaz associé : Il s'agit de gaz présent en solution dans le pétrole et généralement coexistant

dans le réservoir avec la phase de pétrole sous forme dissous.

Gaz de schiste: Le gaz de schiste est piégé dans des roches très compactes et imperméables.

Sa production nécessite des techniques très spécifiques. [4]



1.3. Caractéristiques du gaz naturel : Plus léger que l'air

Contrairement au gaz propane, le gaz naturel est plus léger que l'air. À l'air libre, il s'élève et se

dissipe rapidement.

Inodore mais parfumé

Le gaz naturel est inodore, mais on y ajoute un odorant pour des raisons de sécurité. C'est le

mercaptan qui lui donne une forte odeur d'œuf pourri. Cette odeur permet de détecter rapidement

la présence de gaz naturel.

Ne s'enflamme pas facilement

Il faut que le gaz naturel atteigne une concentration précise de 5 % à 15 % et qu'une source

d'ignition soit présente pour qu'il puisse s'enflammer. Hors de cette plage d'inflammabilité, le gaz

naturel ne s'enflammera pas.

Non toxique

Le gaz naturel est incolore, inodore et sans goût. C'est un gaz stable qui n'est ni toxique, ni

corrosif. S'il se trouve en contact avec de l'eau, il ne se mélange pas et ne la contamine pas. Il fait

des bulles, remonte à la surface et se dissipe rapidement dans les airs. Avec de telles propriétés et

en respectant les règles de base, le gaz naturel est une énergie très sécuritaire. [3] 1.4. Réserves prouvées de gaz naturel :

En 2014, selon BP (British Petroleum), les réserves mondiales prouvées (réserves

estimées récupérables avec une certitude raisonnable dans les conditions techniques et

économiques existantes) de gaz naturel atteignaient 187 100 milliards de mètres cubes, en hausse

de 0,3 % par rapport à l'année précédente, de 20 % par rapport à 2004 et de 57 % par rapport à

1994. [5]

Rang 2014 Pays 1994 (Tm3) 2004 (Tm3) 2014 (Tm3) 1 Iran 20,8 27,5 34,0

2 Russie Nd 31,1 32,6

3 Qatar 7,1 25,4 24,5

4 Turkménistan Nd 2,3 17,5



5 États-Unis 4,6 5,5 9,8

6 Arabie saoudite 5,3 6,8 8,2

7 Émirats arabes unis 6,8 6,1 6,1

8 Venezuela 4,0 4,3 5,6

9 Nigeria 3,5 5,2 5,1

10 Algérie 3,0 4,5 4,5

11 Australie 1,3 2,3 3,7

12 Irak 3,1 3,2 3,6

13 Chine 1,7 1,5 3,5

14 Indonésie 1,8 2,8 2,9 15 Canada 1,9 1,6 2,0

16 Norvège 1,3 2,4 1,9

TOTAL MONDIAL 119,1 156,5 187,1

Tableau I.1: Classement des réserves prouvées du gaz. [6]

1.5. Production de gaz naturel en 2014 : En 2014, selon BP (British Petroleum), le monde a produit 3 461 milliards de mètres

cubes de gaz naturel, en hausse de 1,6 % par rapport à l'année précédente et de 28 % par rapport à

2004. [6]

Pays Production (Gm3) Observations 1 États-Unis 728

2 Russie 579

3 Qatar 177

4 Iran 173

5 Canada 162

6 Chine 135

7 Norvège 109

8 Arabie saoudite 108

9 Algérie 83 Plus de 40 % de la production africaine



10 Indonésie 73

11 Turkménistan 69

12 Malaisie 66

13 Mexique 58

14 Émirats arabes unis 58

15 Ouzbékistan 57

16 Pays-Bas 56

TOTAL MONDIAL 3461

Tableau I.2: Classement des pays producteurs du gaz. [6]

1.6. Exportations de gaz naturel en 2014 (milliards de m3) :

Les principaux pays exportateurs, selon BP(British Petroleum), sont [6] :

Pays par gazoduc par mer (GNL) Total Clients principaux 1 Russie 187,4 14,5 201,9

2 Qatar 20,1 103,4 123,5

3 Norvège 101,1 5,3 106,4

4 Canada 74,6 74,6

5 Pays-Bas 44,1 44,1

6 États-Unis 42,3 0,4 42,5 7 Turkménistan 41,6 41,6

8 Algérie 23,5 17,3 40,8 Europe, Afrique, Asie

9 Malaisie 33,7 33,7

10 Australie 31,6 31,6

11 Indonésie 9,5 21,7 31,2

Tableau I.3: Classement des pays exportateurs du gaz. [6]



1.7. Les réserves gazières en Algérie : Les réserves Algériennes en gaz naturel se répartissent comme suit à travers les

champs de production en exploitation ou en développement, dont la majore partie se trouve à

Hassi R’mel. [5]

Figure I.2: répartition des réserves gazière en Algérie. [7]

1.8. Les risques directs et indirects du gaz naturel :

Risques directs :

o Incendie : le gaz naturel est un combustible. En présence d’oxygène et d’une source de

chaleur, il peut s’enflammer et exploser pour une concentration de gaz naturel dans l’air

comprise entre 5 et 15% ;

o Explosion : pour qu’il y ait explosion, en cas d’inflammation d’un mélange air/gaz, il faut que

le milieu soit confiné. En milieu libre (non confiné), le gaz naturel ne détonne pas car il se

dilue rapidement dans l’atmosphère ;

o Anoxie (insuffisance cellulaire en oxygène) : à l’état libre, le gaz naturel est plus léger que

l’air. Il s’élève rapidement et se disperse sans créer de nappe gazeuse ni au sol, ni dans

l’atmosphère. Par contre, en milieu confiné, si la concentration du mélange gaz-air est

supérieure à 25%(1), le gaz naturel se substitue à l’oxygène de l’air inhalé. Il agit alors comme

un gaz asphyxiant par privation d’oxygène.



o Intoxication : dans un lieu confiné et dans le cas d’une combustion en milieu appauvri en

oxygène, il y a production de monoxyde de carbone à partir du gaz naturel. Le monoxyde de

carbone est un gaz incolore et inodore qui, même en petite quantité dans l’air, est

immédiatement absorbé dans le système sanguin et prive le corps d’oxygène, d’où une mort

rapide. Le risque d’intoxication sera plus ou moins élevé selon la dose absorbée, qui elle-

même dépend de la concentration de l’air en monoxyde de carbone et de la durée

d’exposition.

o Projection : la libération d’un gaz comprimé à forte pression peut s'accompagner de

projections d'objets (éclats métalliques, terre, pierres...).

o Brûlures par le froid : le gaz naturel liquéfié, stocké sous forme cryogénique (c’est-à-dire à de

très basses températures), comporte des risques de brûlures.

Risques indirects :

Chaque étape de l’exploitation du gaz naturel entraine des émissions de gaz naturel dans

l’atmosphère. Or, l’un des principaux composants du gaz naturel est le méthane (CH4), dont

l’effet de serre est plus de 20 fois supérieur à celui du CO2 (avec toutefois un temps de séjour

moins long dans l’atmosphère). À ces risques environnementaux s’ajoutent ceux liés à

l’extraction des gaz non conventionnels et notamment par la technique de fracturation

hydraulique : cette technique a une influence sur les ressources en eau. En effet, des millions de

litres d’eau sont utilisés pour chaque puits, avec l’ajout de nombreux produits chimiques. Seule

une partie de cette eau contaminée est ensuite récupérée, le reste pouvant se déverser dans

les nappes phréatiques, utilisées pour l'alimentation en eau potable. Toutefois, une gestion

rigoureuse et contrôlée de ces techniques permet de limiter ces effets et le gaz de schiste se

développe mondialement. [3]

1.9. Divers utilisation du gaz naturel :

C'est une source d'énergie de plus en plus utilisée par l'industrie pour produire de la

chaleur (chauffage, fours…) et de l'électricité. A partir de 2006, au niveau mondial, plus de 30 %

de l'électricité est produite à partir de gaz naturel, et cette part ne cesse d’augmenter.

Chez les particuliers, le gaz naturel est utilisé pour le chauffage, l'eau chaude et la cuisson

des aliments. Enfin, depuis quelques années, le gaz naturel comprimé en bouteilles est utilisé en



France comme carburant pour les véhicules (GNV). Déjà plus d'un million de véhicules au gaz

naturel roulent dans le monde, dans des pays comme l'Argentine et l'Italie.

A partir de 2006, globalement, l'usage du gaz naturel est en expansion, la plupart des pays

favorisant son usage accru partout où il peut se substituer au pétrole. Il présente en effet plusieurs

avantages en comparaison avec ce dernier : moins cher en général, moins polluant, il permet

également une diversification des approvisionnements énergétiques des pays importateurs

(géopolitique), même dans le cas des conflits politiques, le gaz a maintenu sa place entant que

source d’énergie la plus utilisée.

Dans certains pays, comme la Russie ou l'Argentine, l'usage du gaz naturel a même

dépassé celui du pétrole.

Le gaz naturel est aujourd'hui la matière première d'une bonne partie de l'industrie chimique

et pétrochimique : à la quasi-totalité de la production d'hydrogène, de méthanol et d'ammoniac,

trois produits de base, qui à leur tour servent dans diverses industries :

engrais ;

résines ;

plastiques ;

solvants ;

raffinage du pétrole. [7]

2. GÉNÉRALITÉS SUR LES GPL :

2.1. Définition des GPL :

Le GPL (gaz du pétrole liquéfié) est un mélange gazeux constitue essentiellement de

propane (C3H8), et de butane (C4H10), et un peu de traces de l’éthane (C2H6) et de pentane (C5

H12).

Le GPL est un produit gazeux à la température ambiante et pression atmosphérique.



Il est liquéfié à faible pression (4 à 5 bar) et une température très basse pour faciliter son

transport, et son stockage (une importante quantité d’énergie dans un volume réduit).

Le GPL est facile à commercialiser dans des bouteilles en aciers, il se gazéifie au moment

de son utilisation.

La composition chimique du GPL est variable selon les normes de commercialisation et

d’utilisation dans les différents pays.

2.2. Les sources des GPL : Le GPL est obtenu principalement : A partir des raffineries, soit à travers la distillation du pétrole brut ou lors du cracking ou de

reforming des essences en vue de la production des essences normale et super.

A travers le traitement du gaz naturel en vue de production des hydrocarbures liquides

(lourds) tels que le GPL et le condensat au niveau des champs de production du gaz.

Par liquéfaction du gaz naturel dans le cas de traitement du gaz naturel en prévision d’une

liquéfaction. [2]

Dans le monde, on trouve que les deux tiers environ des GPL sont produits à partir des usines

de traitement gaz naturel, et un tiers est issu des raffineries de pétrole brut.

2.3. Les caractéristiques de GPL :

Odeur : le GPL est incolore, soit en phase vapeur ou en phase liquide, inodore à l’état

naturel, mais on doit ajouter un odorant (composés sulfures tel que le diéthyl-mercaptane ou

le diméthyl-sulfide), afin de faciliter sa détection comme le cas du gaz naturel pour usage

domestique ou industriel.

Tension de vapeur : la TVR du GPL est de 8 et 2 bars pour le propane et le butane

respectivement à 20°C.



Dilatation : à l ‘état liquide, le GPL a un haut coefficient de dilatation dont il faut tenir

compte lors de stockage (les sphères ne doivent jamais être complètement remplies).

Densité : A l’état gazeux, il est plus lourd que l’air.

Température d’ébullition : à la pression atmosphérique la température d’ébullition de

propane est de –42°C, celle de butane est de –6°C.

Pouvoir calorifique : c’est la propriété la plus intéressante étant que le GPL est

traditionnellement utilisé pour les besoins domestiques : PC = 29460 (kcal/kg).

Impuretés : le plus important est les soufre, la teneur en soufre est inférieure ou égale à 0,005

% en masse , ainsi l’eau l’un des impuretés importants .[7]

Explosibilité et inflammabilité : Le GPL est un gaz explosif lorsqu’il est mélange avec l’air

ou l’oxygène, la limite d’inflammabilité inférieure du GPL est très basse, par exemple les

limites d’inflammabilités du propane de 2.4 à 93.5 % du volume de gaz dans l'air et celle du

n-butane de 1.9 à 8.4 % du volume de gaz dans l'air

Une petite proportion de gaz dans l’air peut donner un mélange inflammable qui peut être

allumé par un élément chaud ou une étincelle à une distance d’un point de fuite. Puisque le

GPL est plus lourd que l’air il peut se déplacer à des niveaux plus bas dans son entourage, et

peut former un mélange de gaz explosif, même dans les milieux aérés.

2.4. Distribution (transport) de GPL :

Il existe différents moyens de transport de GPL qui sont :

Le transport par pipe :

Ce mode de transport est utilisé dans le cas d'un transfert de quantités importantes des

GPL de leur point de production vers les unités de séparations ou vers les centres de stockages

importants comme le cas de GTFT vers le GPL GP2Z d’arzew. Il a un avantage important, du



point de vue économique ; dans le cas d'acheminement de grandes quantités sur des distances

longues.

Le transport par bateaux :

Ce mode est utilisé fréquemment pour les échanges internationaux et locaux. Pour

l’internationale c’est dans le cadre de commerce externe et parfois on utilise les bateaux pour

alimenter en local des régions comme le cas de la région Ouest vers la région Est ou vice-versa

durant les périodes des arrêts des unités de production de GPL pour maintenance préventive.

Pour le cas du transport international dans ce cas il faut que le GPL soit stockés dans des

réservoirs réfrigérés.

Le transport par wagons-citernes :

Pour des quantités moins importantes que celles du transport par pipe et bateau, il est

préférable d'utiliser la voie ferroviaire avec des wagons-citernes d'une capacité unitaire moyenne

de 50 tonnes.

Le transport par camions-citernes :

C'est le mode de transport le plus utilisé pour les petites quantités des GPL pour les

courtes distances à partir des centres de stockage vers les utilisateurs finaux.

2.5. L’offre mondiale de GPL :

La production de GPL a augmenté dans presque toutes les régions du monde. En 2008

l'offre mondiale été d'environ 239 millions de tonnes (environ 7,7 millions de bbl/j), en hausse

par rapport à 2007 en raison des hausses de la production de pétrole et de GNL.

D'autre part, L'approvisionnement mondial de GPL a augmenté de 198 millions de tonnes

en 2000 à 239 millions de tonnes en 2008. Ainsi l'approvisionnement a augmenté d'environ

2,4%/an, dont les études ont montré que l’offre à atteint en 2012 à 270 millions de tonnes,

comme montre la figure suivante [8]:



Figure I.3: Évolution de l'offre mondiale des GPL par région (2000 - 2012)

Figure I.4: l'offre mondiale des GPL par région

2.6. La demande mondiale en GPL : La demande mondiale des GPL était d'environ 239 millions de tonnes en 2008. En 2012 a

augmenté pour atteindre environ 270 millions de tonnes et peut se croitre plus dans les prochaines

années avec un taux de croissance d'environ 3.1% par an. [8]



Figure I.5: Évolution de la demande mondiale des GPL (2000 - 2012)

2.7. La consommation mondiale en GPL : Actuellement, les GPL représentent 2% de la consommation énergétique mondiale. La

demande mondiale en GPL a augmenté à un rythme bien supérieur à celui de la demande

énergétique totale en atteignant 170 MT en 2000 et ne cesse à augmenter suite à sa large

utilisation. Cette demande est dominée par le secteur résidentiel dans le marché asiatique et par

leur secteur de raffinage (18%) et de la pétrochimie (43%) aux Etats-Unis. La demande en

Europe est équilibrée entre ces trois secteurs (résidentiel, raffinage et pétrochimie). Le tableau ce

dessous représenter la production et la consommation mondiale du GPL durant les dernières

années.

Pays production (MT) consommation

Amérique du Nord

Amérique du Sud

Europe

CEI

Moyen-Orient

Afrique

Asie

Océanie

64,6

13,7

24,4

5,8

34,1

9,2

24,7

3,2

66,6

15,4

27,9

4,7

9,4

5,4

46,2

2,2

Total 179,7 177,8



2.8. La consommation nationale du GPL :

La consommation de GPL comme carburant en Algérie a augmenté de 9% au mois de

janvier 2016 par rapport à la même période de 2015.

La forte augmentation des prix de l’essence et du gas-oil durant cette année aura donc

incité les automobilistes à utiliser le plus souvent le GPL-c qui, lui, n’a pas subi d’augmentation,

restant à 9 dinars le litre.

Cette augmentation de consommation de GPL suite à la conversions de véhicules au GPL

ont doublé. 5.000 véhicules ont été convertis au GPL en 2015 contre 2.500 en 2014. Dont la

consommation peut atteindre 3 millions de tonnes de GPL-c à l’horizon 2020, ce qui correspond

à 340.000 véhicules converties et roulant au GPL-c ainsi que la baisse de la consommation

d’essence de 1 million de tonnes.

On trouve que sur 2.200 stations services de distribution des produits pétroliers, 600

proposent actuellement du GPL-c, dont le programme va atteindre 1000 stations afin d’assurer

une couverture nationale de 27% à 70%. Toutes ces actions rentre dans le cadre de lutte contre la

pollution par des produits pétroliers dont l’Algérie est payé membre de l’organisation mondiale

de l’environnement où l’Algérie a pris l’engagement à la COP 21 à Paris, de convertir 1 million

de voitures au GPL d’ici 2030.

A propos du GPL, le premier responsable de l’Agence nationale pour la promotion et la

rationalisation de l’utilisation de l’énergie a récemment parlé de convertir plus de 1,3 million de

véhicules roulant au gasoil/essence vers le GPL/C d’ici 2030. Quelque 20.000 véhicules seront

convertis durant l’année 2015, ce nombre devant atteindre 50.000 en 2020 et plus de 1 million en

2030. Les données de l’APRUE indiquent que la consommation énergétique des moyens de

transport, en 2013, a atteint 12,7 millions de Tep, soit 41% de la consommation nationale. Aussi,

pour assurer l’approvisionnement du marché national en hydrocarbures liquides et gazeux,

Sonatrach a engagé un ambitieux programme d’investissement étalé sur la période 2015-2019.

Plus de 90 milliards de dollars seront mobilisés pour la réalisation de projets notamment dans le

segment « Amont » qui bénéficiera de 71 milliards de dollars, alors que 20% de ce montant sera

orienté vers l’activité « Aval », et 7% pour l’activité Transport par canalisation. Les nouveaux



projets auront un impact certain sur le niveau de la production sur cette période, soit 126 millions

TEP, dont 70% de gaz naturel selon les prévisions. [9]

2.9. Utilisation du GPL : GPL source de chauffage.

GPL dans le domaine de froid et conditionnement.

GPL comme carburant de véhicules.

GPL source de chauffage à travers les fours industriels.

GPL source de production d’électricité à travers les turbines bi- carburant (gaz et GPL).

Elle répartit comme suit :

336.000 tonnes (24 %) dans la région Ouest.

516.000 tonnes (37 %) dans la région Est.

401.000 tonnes (29 %) dans la région Centre.

Et en fin (10%) au Sud



3. Techniques de traitement de gaz : Le traitement du gaz naturel est l’ensemble des opérations réalisées sur le gaz brut extrait

du gisement afin de le rendre utilisable.

Le traitement du gaz naturel est obligatoire pour enlever certains contaminants présents dans le

gaz brut. Parmi ces contaminants on trouve :

- L’eau, le principal contaminant, est partiellement enlevée dans les unités de traitement

pour éviter les problèmes de formation de bouchons d’hydrates lors de traitement à basse

température et le problème de corrosion lors du transport.

- Les gaz acides tels que le dioxyde de carbone et l’hydrogène sulfureux sont enlevés afin

d’éviter le problème de corrosion.

- Les hydrocarbures lourds tels que les C5+ afin d’éviter le problème de présence des

liquides aux niveaux des stations de compression.

Les techniques de traitement de gaz sont multiples, et le choix de l'une d'elles se base sur les

critères suivants :

Taux de récupération visé,

Spécification des produits finis,

Coût global de l'investissement.

Les procédés les plus utilisés sont : le procédé HUDSON et le procédé PRITCHARD

Pour le champ de GTFT, le procédé mis en œuvre est le procédé Hudson :

3.1. Procédé HUDSON : Il est basé sur le refroidissement du gaz par échange thermique et complété par une

détente à travers un TURBO-EXPANDER, qui permet d'atteindre un niveau de température

inférieur à -40°C.

Le procédé HUDSON est très performant, il permet une meilleure récupération des

hydrocarbures liquides.

Le gaz en provenance des puits producteurs est un mélange (gaz et hydrocarbures

liquides) contenant une faible proportion d'eau du gisement. Il se présente à une pression élevée.

Le principe de fonctionnement du procédé Hudson s'articule autour de quatre étapes:

a. Elimination de l'eau : L'eau libre contenue dans la charge est éliminée par décantation dans

les premiers ballons dont le slug catcher (ballon à piège).



b. Extraction des hydrocarbures liquides : Elle se fait par un abaissement progressif de

température du gaz brut à travers une série de batterie de refroidissement et la détente au niveau

de turbo expander, obtenant un gaz très sec répondant aux spécifications commerciales.

c. Stabilisation et fractionnement : Le rôle de cette section est le traitement des hydrocarbures

liquides extraits de la séparation liquide-gaz à l’entrée de l’unité de traitement et les liquides issus

de la phase de refroidissement suite à la détente à travers le turbo expander.

La stabilisation permet d'éliminer tous les gaz légers tel que le méthane et l'éthane entraînés par les

hydrocarbures liquides lors des différentes séparations dans les ballons.

Le fractionnement consiste à séparer les hydrocarbures liquides stabilisés en condensât et GPL.

d. Recompression du gaz : Le gaz produit doit être comprimé pour avoir la pression de ligne

(gaz de vente) ou être comprimé une deuxième fois pour avoir la pression de réinjection (gaz de

réinjection) en fonction de la conception de l’unité.

Pour le champ de GTFT, le gaz est comprimé pour être injecté en tant que gaz de vente dans la

ligne GR1 (ligne gaz Alrar – Hassi R’mel) :

Figure I.6: Schéma simplifie du procède HUDSON DE TFT. [7]

3.2. PROCEDE PRICHARD :

Il est similaire à celui de Hudson sauf Il est basé sur le refroidissement du gaz par échange

thermique à travers une batterie d’échangeurs complétées par l’utilisation d’une boucle de

propane comme système réfrigérant pour atteindre une basse température de l’ordre de -23°C.



Il est utilisé en majeure partie pour les moyennes pressions entrées usine. Ce procédé est

utilisé aux modules « 0 » et « 1 » de la région de HASSI R’MEL et à l’unité de traitement du gaz

de Guellala à la région de Haoud Berkaoui.

a. Elimination de l'eau : L'eau libre contenue dans la charge est éliminée par décantation dans le

premier ballon d’entrée de l’unité (ballon à piège).

b. Extraction des hydrocarbures liquides : Elle se fait par un abaissement progressif de

température du gaz brut à travers une série de batterie de refroidissement à partir du gaz de tête

de la colonne déethaniseur et à travers des échangeurs à propanes dans un échangeur à plaques ou

un ou plusieurs échangeurs à faisceaux – calandres

c. Stabilisation et fractionnement : Le rôle de cette section est le traitement des hydrocarbures

liquides extraits de la séparation liquide-gaz à l’entrée de l’unité de traitement et les liquides issus

de la phase de refroidissement à travers la série d’échangeur à propane.

La stabilisation permet d'éliminer tous les gaz légers tel que le méthane et l'éthane entraînés par les

hydrocarbures liquides lors des différentes séparations dans les ballons.

Le fractionnement consiste à séparer les hydrocarbures liquides stabilisés en condensât et GPL.

d. Recompréssion du gaz : Le gaz produit doit être comprimé pour avoir la pression suffisante

soit pour la vente ou pour utilisation interne par exemple le cas de la région de Haoud Berkaoui

où le gaz comprimé est utilisé comme gaz lift afin de réanimer les puits producteur de pétrole et

l’excédent est envoyé vers la ligne GR1 (ligne gaz Alrar – Hassi R’mel) en tant que gaz de vente

ou gaz commerciale : [5]



Figure I.7: Schéma simplifie du procède PRITCHARD. [7]

3.3. Procédé MIXTE : Le froid ou le refroidissement du gaz au niveau du Procédé mixte, est obtenu par :

1- échange thermique,

2- avec utilisation du propane comme fluide réfrigérant (source externe) ou le refroidissement se

fait à travers un échangeur cryogénique à plaque.

Nb : Pas de détente à travers vanne joule Thomson ou à travers le Turbo – Expander.

Le procédé MIXTE permet d'atteindre un niveau de températures de -18 à -23 C°, utilisé surtout

pour les pression de gaz faible cas de Guellala à 20 bar. [7]

Figure I.8: Schéma simplifie du procède MIXTE. [7]

CHAPITRE II Présentation du Champ GTFT

Ingénierie Gaz naturel université KASDI Merbah Ouargla 22

1. Présentation du champ de TFT :

1.1. Situation géographique : Le champ de Tin Fouyé Tabankort (TFT) est situé au bassin d’illizi à environ 400 km

au Sud-Est de Hassi Messaoud et de 300 km au Nord-Ouest de In Amenas.

La superficie du champ de GTFT est de 1500 km2 avec des dimensions de 50km de

l’Ouest vers l’Est, et 47km du Sud vers le Nord. Sa structure fait partie d’un ensemble de

structure formant le bassin d’Illizi, qui est situé dans la partie sud Est du Sahara Algérien. Le

bassin d’Illizi s’entend vers le nord jusqu'à la latitude 32°N approximativement et se prolonge

à l’Est jusqu'à la Libye. Une grande partie de cette région est recouvert de dunes, notamment

dans la partie nordique ou se trouve le Erg oriental qui est d’accès difficile à cause de hautes

dunes qui le recouvrent.

Figure II.1 : Situation géographique du GTFT

GTFT



1.2. Historique : Le gaz cap de Tin Fouyé Tabankort a été découvert en 1961 par le sondage de TFE-1.

Le pétrole a été trouvé en 1965 avec le forage TFEZ.

En 1996, une association entre Sonatrach, Total et Repsol a été créer pour

l’exploration, le développement et l’exploitation du gaz cap ou gaz à condensat du bloc 238 à

TFT.

Le développement du gaz cap à commencer depuis 1996 pour le forage de 82 puits de

gaz et la construction de deux trains de traitement avec une capacité de 10 millions de

Standard m3 chacun.

Le bloc 238 est en exploitation par l’association GTFT (Sonatrach-Total-Repsol) par

un contrat de partage de production selon la loi 86-14 selon la Règle (51-49). Le bloc a été mis

en production le 22 mars 1999, dont les dates et faits marquants sont consignés dans le tableau

suivant :

Signature du contrat 28 Janvier 1996

Date d’entrée en vigueur 30 Juin 1996

Durée du contrat 20 ans + 05 années prorogation

Date de mise en production PHASE 1 18 Mars 1999

Date de mise en production PHASE 2 (Boosting) Mai -2010

Date d’expiration du contrat 18 Mars 2019

Capacité de production Design 20 Million Sm3/J

Taux de participation d’investissement SONATRACH 35%

TOTAL 35% REPSOL 30%

Le gisement de gaz TFT se trouve au niveau du réservoir ORDOVICIEN avec un

gisement de gaz humide très riche en condensât.

Puits producteurs du gaz :

L’association GTFT dispose de 107 puits, dont 86 puits au niveau de la zone centre du

réservoir et 21 puits au niveau de la zone Ouest. Actuellement que 78 puits qui sont en

production reliés à l’unité de traitement par 7 trunk lines, et chaque trunk line regroupe un

certain nombre de puits en fonction de la disposition et l’emplacement du puits.



Figure II.2: Cartographie des puits producteurs du gaz de GTFT. [10]

Capacité de l’installation de traitement du gaz:

L’unité de traitement du gaz de GTFT a une capacité journalière de traitement de 20 106

Sm3 de gaz brut avec une charge en gaz à l’entrée de l’usine est :

Tableau II.1: Composition du gaz d’alimentation GTFT (2010). [10 ]



Pour produire:

19 106 Sm3 de gaz sec de vente ou gaz commercial

Humidité: 50 ppm max.

Pression: 71 barg max. aux conditions design au raccordement du pipeline.

3700 tonnes de condensât

Tension de vapeur Reid (TVR): 10 psi max. Pression: 24 barg max. au point de raccordement au niveau du pipeline.

3100 tonnes de GPL

Teneur en (C2-): 3 % Mol max.

Teneur en (C5+): 0,4 % Mol max.

Pression: 45 barg max. au point de raccordement au niveau du pipeline.

1.3. Description générale de l'unité : L’unité de traitement du gaz de GTFT se compose principalement des sections suivantes:

Section de refroidissement et séparation primaire :

Le réseau de gaz brut transporte le gaz saturé sortant du séparateur de condensat (Slug-

catcher) vers les trains de procès où il passe à travers des échangeurs E2-1002, E2-1003,

séparateur V4-1004, et filtres F2-1005 A/B destinés à séparer le condensat et l’eau du gaz.

Le slug-catcher XV-0701 a pour but de récupère les bouchons de condensat et d’eau qui se

forment dans les conduites entre les puits et l’entrée de l’unité et de séparer le gaz des

liquides. Le condensat liquide récupéré dans XV-0701 et envoyés vers les séparateurs

primaires de condensat, et l’eau récupérée est envoyé vers le ballon de dégazage de l’eau du

procès V4-1601 pour être acheminé vers le système API de traitement d’eau.

Boosting :

La section de boosting se compose de deux turbocompresseurs. Chaque compresseur est

entraîné par une turbine. Les deux machines permettent d’augmenter la pression du gaz

d’alimentation de 35 bars à 70 bars.



Le Boosting a été mis en service pour compenser la chute de pression progressive au

niveau des puits, il permet de comprimer le gaz brut saturé provenant de slug-catcher de la

pression de 35 bars à une pression de 70 bars avant de l’envoyer vers les trains pour être traité.

Refroidissement :

Le gaz brut est refroidi lorsqu’il passe côté tube de l’échangeur de gaz brut /gaz résiduel

E2-1002. Le gaz de sortie est maintenu à 23°C par TIC-1032 qui contrôle le courant froid du

gaz résiduel côté calandre de l’échangeur. Les hydrates se forment à 19°C. Ne pas régler la

température du gaz de sortie à une valeur trop proche de cette température.

Une partie du courant du gaz brut passe du côté tube de l’échangeur de gaz brut/ liquide E2-

1003 où il est refroidit par le courant liquide froid (alimentation de déméthaniser) du côté

calandre.

Séparation primaire :

Après le refroidissement du gaz dans le côté tube des échangeurs, acheminés vers le

sommet du séparateur d’alimentation de l’adsorbeur V4-1004. L’eau s’accumule au fond du

séparateur puis drainé vers le ballon de dégazage eau du processus V4-1601, le condensat

récupéré après passage par des chicanes dans le séparateur et envoyé vers le séparateur

primaire de condensat V4-1205. le gaz brut passe à travers des filtres F2-1005AB en sortant

du V4-1004 afin de récupère les particules liquides entraînes, puis s’achemine vers les

sécheurs (T2-1101 ABC).

Section de déshydratation :

L’adsorption :

L’objectif du système d’adsorption de Gaz est d’éliminer l’eau présente dans le courant

du gaz de process afin d’empêcher la formation d’hydrates dans la section froide du process

aussi d’éviter la contamination du produit par l’eau. L’eau est adsorbée au niveau des tamis

moléculaire dans chaque adsorbeur.

Le système de régénération permet d’éliminer l’eau des tamis moléculaire saturés à la suite de

la phase d’adsorption. Ceci est réalisé en réchauffant par un courant de GAZ SEC à 246 ° C

en le faisant passer dans les réchauffeurs de gaz de régénération E2 1104 /E2 2104, le gaz

passe du coté tubes des échangeurs pour être réchauffer par un fluide caloporteurs qui passe

du coté calandre. Le gaz sec réchauffé est ensuite envoyé en contre-courant dans l’adsorbeur.



Au fur et à mesure que le lit de tamis moléculaire réchauffé, l’eau est vaporisée et évacuée de

l’adsorbeur par le courant de gaz chaud.

La régénération :

Le système de régénération permet d’éliminer l’eau des tamis moléculaires saturés. Le

gaz de régénération est soutiré du courant de gaz sec à la sortie des adsorbeurs. Le gaz est

comprimé à 68 bars ; Pression suffisante pour faire passer le gaz de régénération à travers le

circuit de régénération et le renvoyer à l’entrée. Après compression le gaz est réchauffé dans

un échangeur afin d’obtenir la température requise pour vaporiser l’eau dans les tamis saturés.

Le gaz de régénération chaud s’écoule à contre-courant dans l’adsorbeur afin de réchauffer le

lit d’adsorption du bas vers le haut. Une fois sortie de l’adsorbeur le gaz est refroidi dans un

autre échangeur et envoyé vers un séparateur qui élimine la plus grande partie de l’eau

présente dans le gaz. Le gaz est ensuite renvoyé au collecteur de gaz brut tandis que l’eau à

accumule au fond du séparateur se dirige vers le ballon de dégazage d’eau de procès.

Section de refroidissement et de détente :

Le refroidissement :

A cette étape du procès, le condensât et l’eau ont été éliminés du courant de gaz et il faut

réduire la température et la pression pour que les C3 et les gaz plus lourds puissent être séparés

des C2 et les gaz plus légers.

Le gaz chaud sec traverse deux échangeurs à plaques à ailettes en Aluminium dans

lesquelles il est refroidie par un courant de gaz froid en provenance de dééthaniseur et un

courant de liquide froid en provenance du séparateur d’entrées de l’expander. Le gaz ainsi

refroidi passe ensuite dans le séparateur d’entrée de l’expander dans lequel le liquide condensé

est séparé du gaz.

La détente :

Le turbo-expander permet d’utiliser l’énergie du gaz par détente, réduisant ainsi la

pression et la température en vue de faciliter la séparation des hydrocarbures légers. L’énergie

provenant de la détente de gaz sur les lames de l’expander est ensuite utilisé pour entraîner le

compresseur qui augmente la pression des fractions légères dans une phase du procédé

d’expédition.



Le gaz froid sec en provenance de E4-1301/1302 entre dans le séparateur d’entrée de

l’expander V3-1303 où les hydrocarbures liquides s’accumulent et sont évacués sous contrôle

de niveau pour former un courant de liquide froid vers E4-1302. Le gaz traverse un tamis anti-

entraînement au sommet du séparateur et à l’entrée du turbo-expander C8-1304, ou le by-pass

de l’expander. La vanne PV -1338-A est une vanne de détente joule Thomson située sur la

ligne de by-pass qui permet l’expansion du gaz lorsque l’expander est arrêté. Le compresseur

C8-1304 est relié à l’expander et entraîné par l’énergie libérée par la détente du gaz sur les

lames de l’expander est utilisé pour comprimé les fractions légères avant l’expédition.

Section de fractionnement :

Elle comporte également trois colonnes de fractionnement, le dééthaniseur, la colonne

de stabilisation, et le débutaniseur.

Le dééthaniseur :

Le dééthaniseur T6-1401 est une colonne de distillation conçue pour séparer l’éthane et les

fractions gazeuse plus légères du propane et des fractions plus lourdes.

Le dééthaniseur est la première colonne dans la section du process froid. C’est à ce point du

process que les hydrocarbures légers tels que l’éthane et le méthane sont séparés du propane et

des hydrocarbures plus lourds. La colonne est équipée de plateaux et de garnitures pour

assurer une séparation maximale permettant aux hydrocarbures lourds de descendre pour

s’accumuler au fond de la colonne tandis que les hydrocarbures légers sont vaporisés et

barbotent dans le liquide vers le sommet. La garniture et le Tamis anti-entraînement au

sommet de la colonne extraient les gouttelettes de liquide de la vapeur et contribuent à

empêcher l’entraînement de liquide plus lourds par la vapeur. Le liquide accumulé sur le

plateau inférieur s’écoule vers le rebouilleur qui produit de la vapeur chaude : Celle-ci est

renvoyée à la colonne pour séparation. Le propane et les produits lourds sont soutirés du fond

de la colonne par l’intermédiaire d’une vanne de contrôle de niveau.

Le stabilisateur :

Pendant la séparation du courant d’alimentation liquide. Les hydrocarbures légers se

vaporisent par détente et le courant d’alimentation devient biphasique. Ce courant est stabilisé

en le faisant passer dans la colonne de stabilisation dont laquelle les fractions légères sont

extraites sous forme de vapeur, et les C3+ et restent en phase liquide. Le courant liquide



monophasique résultant est donc plus stable et plus facile à contrôler en vue de son épuration

ultérieure.

Le liquide d’entrée est réchauffé dans le réchauffeur d’alimentation de la colonne de

stabilisation E2-1207 avant d’entrer dans la colonne de stabilisation T4-1202. Le courant

d’alimentation réchauffé entre au sommet de la section inférieure tandis qu’un courant

d’alimentation plus froid en provenance du séparateur primaire sur condensât produits V4-

1205 entre au sommet de la section supérieure. Le rebouilleur E2-1203 fournit la chaleur

nécessaire pour entraîner les gaz légers au sommet de la colonne d’où ils sont envoyés au

réseau de gaz combustible sous contrôle de pression de la colonne. Le liquide qui s’accumule

au fond de la colonne forme l’alimentation du Splitter dont le débit est contrôlé par contrôle de

niveau du fond de la colonne.

Le débutaniseur :

Est une colonne conçue pour séparer le propane et les fractions légères du butane des fractions

plus lourdes. Il constitue la dernière étape du procédé de production de GPL pur où il reçoit

deux alimentations, l’une froide provenant du fond du dééthaniseur et l’autre chaude

provenant du fond du stabilisateur.

Section de stockage et expédition des produits :

Stockage et expédition du GPL produit :

Dans l’unité existent trois sphères de stockage du GPL produit, deux hors spécifications et une

aux spécifications. La capacité de la sphère de stockage du produit on-spec V6-4101 est de

500 m 3 à 17 bars et 65°C.

Le GPL est pompé vers V6 –4101 par les pompes de reflux dans les trains de process, ensuite

il sort également par le fond pour alimenter les pompes de gavage de GPL P1-4103A/B/C, ces

derniers augmentent la pression à une valeur supérieur à 20bar et refoulent directement dans le

collecteur d’aspiration des pompes d’expédition qui de leurs tour augmentent la pression à une

valeur supérieur à 51bar pour permettre l’admission du produit dans la canalisation.

Les pompes de vaporisation de GPL P3-4105A/B sont également alimentées par le courant de

refoulement des pompes de gavage. Les pompes de vaporisation augmentent la pression de

GPL jusqu’à une valeur supérieur à 80bar pour permettre l’acheminement du courant de



refoulement vers la canalisation de GPL ou vers le refoulement du gaz résiduel du train du

process.

Les sphères de stockage du GPL off-spec V6-4102A/B ont également une capacité unitaire de

500 m3 et fonctionnent à une pression d’environ de 17bar. Le GPL off-spec envoyé des trains

de process par les pompes de reflux du splitter entre par le fond des sphères. Chaque sphère est

munie d’une vanne d’isolement sur les lignes d’entrée et de sortie et en conditions normales

une seule sphère est en service.

Le courant de sortie des sphères peut-être envoyer soit vers l’aspiration des pompes de gavage

de GPL soit vers l’aspiration des pompes de recyclage de GPL. En condition normale le GPL

off-spec est recyclé vers les trains de process. Les pompes de recyclage P1-4104A/B renvoient

le GPL off-spec vers le dééthaniseur de l’un des trains de process pour retraitement.

Stockage et expédition du condensat produit :

Les réservoirs de stockage du condensat on-spec sont de type à toit flottant, leurs capacité de

stockage est de 6000m3 de chacun, à une pression et température de service de1 atm, 80°C, et

celles de stockage du condensat off-spec sont à toit bombé fixe, ainsi que leurs capacité est de

2000m3 et leurs pression et température de service sont de 50mmH2O, et 88°C.Les

installations de stockage de condensat permettent la production et l’expédition continue du

condensat avec peu d’interruption si les trains de process ou la canalisation sont

temporairement arrêtés. Il est également possible d’accumuler les condensats off-spec pendant

les perturbations du process pour expédition ultérieure.

Les installations de stockage et expédition de condensat sont composés de deux réservoirs de

stockage à toit flottant pour le condensat on-spec. Le produit est donc stocké à la pression

atmosphérique. Le condensat peut être expédié par canalisation au moyen des trois pompes

d’expédition de condensat.

Le condensat off-spec est acheminé du train du process vers un ballon de dégazage pour

l’élimination des contaminants légers et ensuite récupéré dans le réservoir à toit bombé de

stockage de condensat off-spec. Du gaz combustible basse pression est utilisée pour maintenir

une pression légèrement positive dans ce réservoir. Un ballon de drainage de condensat est

également prévu pour le drainage des équipements avant l’entretient. Le contenu du réservoir

de stockage de condensat peut être envoyé à la canalisation par les pompes d’expédition.



Section de compression et expédition du gaz sec (gaz de vente) :

Elle est constituée essentiellement par une turbine à gaz et un compresseur résiduel, où la

turbine est liée par une roue haute pression, et le compresseur est lié de son tour par une roue

basse pression. Entre les roues haute pression et basse pression, il existe les nozzles qui ont un

rôle de régler la vitesse de rotation du compresseur par leurs ouvertures, car le fuel gaz brûlé

dans la chambre de combustion entraîne la rotation de la roue HP qui de son tour envoie les

fumés vers les nozzles. La roue BP reçoit les fumés de combustion des nozzles qui la fait

tourner en tournant de son tour le compresseur.

Section des utilités :

Section d’air :

L’air industriel est fourni aux différents postes de service industriels de l’unité à un certain

nombre de pompes pneumatiques. L’air instruments sec est fourni aux instruments utilisateurs

de l’unité et aux générateurs d’azote.

Section fuel gaz :

Le système de fuel gaz se compose de deux ballons l’un basse pression (BP) V1-5002, et

l’autre haute pression (HP) V1-5001.

Le ballon BP est alimenté par :

- Le fuel gaz provenant des trains (refoulement du compresseur du turbo-expander et les

ballons de séparation).

- Ligne export du gaz avant comptage.

Le ballon BP assure :

- Le maintien des pilotes des torches en service ainsi que le pilote du bourbier.

- Alimentation du four en fuel lors de sa mise en service.

- Maintient le bac off-spec sous pressurisation à 44 mmH2O.

Le ballon HP est alimenté par :

- Le fuel gaz provenant du sommet de la colonne de stabilisation et la ligne d’export du gaz

avant comptage.



Le ballon HP assure la pressurisation des sphères de stockage de GPL on et off-spec à 17 bars

par le fuel gaz HP .La pression dans le ballon est de 16bars, elle est contrôlée par une boucle

de régulation split range. Le gaz sortant du ballon HP est chauffée par l’échangeur d’huile E2-

5001 jusqu’à 62°C puis alimente les chambres de combustion des compresseurs C2-4001A/B.

Section huile chaude :

Le réseau de circulation de fluide caloporteur est composé de réservoir de stockage de fluide

caloporteur S2-5206. La circulation d’huile est assurée par les pompes de recirculation de

fluide caloporteur P1-5204 A/.B/C vers le réchauffeur à gaz H2-5202 où il est réchauffé par le

gaz combustible du réseau de gaz combustible BP. Le réchauffeur à gaz de fluide caloporteur

est conçu pour fournir environ 8.000 000 de Kcal/h.

Chacun des deux réchauffeurs à récupération de chaleur H4-5201 A/B est alimenté par le gaz

d’échappement des turbines à gaz C2-4001 A/B. Le gaz d’échappement chaud sert à

réchauffer le fluide provenant des pompes de recirculation de fluide caloporteur P1-

5204A/B/C.

Section d’azote :

Le réseau de gaz inerte est utilisé pour maintenir une pression positive dans les récipients qui

contiennent des hydrocarbures et pour la purge des équipements en vue d’éliminer les

hydrocarbures ou l’oxygène. L’azote est extrait de l’air industriel par le Skid de production

d’azote, comprimé à 30 bars, par le skid de compression d’azote (SK- 6903 B/C) puis soit

stocké dans le réservoir V5- 6904 de 42 m3, soit distribué aux utilisateurs.

Section d’eau :

o L’eau industrielle :

Le réseau d’eau industrielle est composé de deux puits munis chacun d’une pompe verticale.

Ces pompes refoulent l’eau douce vers le réservoir d’eau industrielle S2- 6202 et le réservoir

d’eau incendie S2-7004. Le réseau d’eau industrielle alimente également le réseau potable.

o Eau potable :

Le réseau d’eau potable fournit de l’eau qui peut être utilisé pour des réserves sanitaires. Le

réseau d’eau potable est alimenté par le réseau d’eau industrielle. L’eau est chlorée et filtrée

avant d’être envoyé au réservoir d’eau potableS6-6302 A/B. La capacité unitaire des



réservoirs est de 90 m3. La distribution de l’eau potable est assurée par les pompes à eau

potable qui maintient la pression d’alimentation avec un accumulateur sous pression.

Figure II.3: Schéma Synoptique de l’unité de traitement du gaz de GTFT. [10]



Figure II.4: Schéma simplifie de l’unité de traitement du gaz de GTFT. [11]



Schéma Synoptique de l’unité de traitement du gaz de GTFT. [10]

Figure II.3: Schéma simplifie de l’unité de traitement du gaz de GTFT. [11]

Partie pratique


I. Introduction : La perte de potentiel de production des puits du gaz, a engendré une perte en débit du

gaz alimentant l’unité de traitement de GTFT. Cette réduction de débit a été constaté à partir

de 2012 et plus précisément en 2013 où la perte de débit en gaz est importante de l’ordre de 2

millions de Sm3 par jour par rapport au design qui prévoit 19 millions Sm3 par jour comme

montre la figure suivante :

Courbe III.1 : évolution de la pression Slug Catcher en fonction de la production GTFT

La réduction actuelle des débits suite à la perte de potentiel a pour conséquence :

• Perturbation de fonctionnement de la section de boosting suite à la baisse de pression

arrivée des puits.

• Perturbation de fonctionnement de la section de compression du gaz de vente en

forçant le fonctionnement des turbos compresseurs avec recyclage des vannes d’anti

pompage à 6 %, comme montre la figure suivante :

Partie pratique


• Perturbation de la section d’huile chaude de rebouillage des colonnes de

fractionnement suite à l’insuffisance de la chauffe au niveau des cheminés des turbines

car ce système fonctionne avec le cycle de régénération, afin d’éviter la perte de

chaleur vers l’atmosphère.

• Perte de production en C3&C4 (GPL) avec le gaz de vente suite à un mauvais

rebouillage au niveau de débutaniseur. Cette perte de C3&C4 (GPL) a engendré une

perte de la richesse de GPL à 135 g/Nmᶟ par rapport à la richesse design qui est de 145

g/Nmᶟ, avec réduction du taux de récupération de GPL à 70% par rapport au taux de

récupération design qui est de 75%.

La perte de potentiel de production des puits du gaz est montrée dans les figures suivantes, où

la perte de pression (potentiel) des puits de la zone centre est de l’ordre de 7 bars par an et au

niveau de la zone Ouest est de l’ordre de 13,8 bars par an.

Courbe III.2 : Pression Fond zone Centre

Partie pratique


Courbe III.3 : Pression Fond zone Ouest

Pour pallier à cette qui est très critique pour le bon fonctionnement de l’unité de traitement du

gaz de GTFT, afin de produire les produits finis (gaz de vente, GPL et condensat) conforme

aux normes de commercialisation, nous suggérant la recommandation suivante :

• Recycler une quantité du gaz de vente vers l’entrée des Trains 1&2 à travers les vannes

de recyclages FV-1320 pour le train 1 et FV-2320 pour le train 2, dont le but

d’améliorer la récupération de GPL au niveau de la section de fractionnement (colonne

de débutraniseur).

Notre solution à ce problème consiste à procéder à une simulation du process par

Hysys avec les conditions actuelles de services et de fonctionnements du train (Débit et

Partie pratique


composition d’alimentation en gaz) et les mêmes paramètres de fonctionnement de l’ensemble

des équipements du train en question et il sera généralisé pour le 2ème train.

La méthodologie suivie pour cette étude est résumée dans le logigramme suivant :

Fonctionnement de Débutaniseur en

fonction de l’ouverture la vanne de recyclage

FV-1320

Fonctionnement de Turbo Expander en


FV-1320

Fonctionnement de Deethaniseur en


FV-1320

Données d’alimentation (Débit, Composition (%mol), T, P)

Détermination des modèles thermodynamiques, par validation sur le cas de 2015 où les compositions à travers plusieurs Streams sont connues.

Simulation sur le Cas actuel de 2016 pour le train 1 : - Vanne de recyclage fermée, c’est la cas actuel. - Variation de l’ouverture de la vanne de recyclage FV-1320.

Détermination de température entrée du train après recyclage du gaz

Détermination de température entrée deethaniseur en fonction de l’ouverture le vanne de recyclage

Détermination de température sortie gaz Dééthaniseur

Détermination de température sortie liquide Dééthaniseur

Détermination de débit de gaz de vente produits en fonction de l’ouverture de la vanne de recyclage

Détermination de débit de GPL produit en fonction de l’ouverture de la vanne de recyclage

Calcul de la richesse de GPL en g/Nm3 du gaz produits

Comparaison à la richesse actuelle qui est de 135 g/Nm3

Si > à de 135 g/Nm3 La simulation est très optimisé et le % d’ouverture de la vanne de

recyclage sera adopté et appliqué.

Partie pratique


1.1. Données de fonctionnement de l’unité de traitement de GTFT : Données d’alimentation de l’unité de traitement de GTFT :

Tableau III.1 : Données d’alimentation de l’unité de GTFT (2015)

Composition % molaire CO2 1,39 N2 1,73

H2O 3,11 C1 74,37 C2 9,74 C3 4,89 iC4 0,57 nC4 1,62 iC5 0,41 nC5 0,52 nC6 0,58 nC7 0,50 nC8 0,28 nC9 0,17 nC10 0,09 Total 100

Tableau III.2 : Paramètres de fonctionnement (2015)

Stream Paramètres de fonctionnement

La charge alimentation train 1

Pression bars 36 ,01 Température °C 46 ,01 Débit Kg/hr 989000 Fluide fase Mixte

1.2. Détermination des modèles thermodynamiques, par validation sur le cas de 2015 où

les compositions à travers plusieurs Stream sont connues :

Le choix du modèle thermodynamiques est très important et afin d’avoir une bonne

précision dans le choix du modèle, nous étions obligés de procéder au choix par validation en

utilisant le Hysys sur des Stream déjà calculés, pour cela nous avons procédé à la validation

Partie pratique


de quatre modèles dont PR, SRK, CH-S & PRSV, avec un cas appelé cas design 2015, où les

différents Stream sont connues.

Les Stream sont :

La charge (1) ; Sortie Slug catcher (2C) ; Entrée section boosting (2D) ; Entrée Train

(2H1) ; Sortie échangeur E-1002 gaz froid (15B) ; Entrée gaz chaud cold box (3D) ; Sortie

gaz chaud cold box (7M) ; Sortie partie compresseur de turbo expander (15D) ; Sortie liquide

de deethaniseur (15) ; Entrée liquide debutaniseur (13M) ; Entrée chaude deethaniseur (14) ;

Export gaz (19) ; Export GPL (16) ; Export condensat (17D).

Les Paramètres des Stream : pour cas design 2015

Tableau III.3 : Paramètres de fonctionnement des Stream cas design 2015

Stream Paramètres

LA CHARGE 1

PRESSION bars 36 ,01

TEMPERATURE °C 46 ,01 DEBIT kg/h 989000 LA PHASE DE FLUIDE M

SORTIE SLUG CATCHER

2C

PRESSION 36 ,01

TEMPERATURE 46 ,01 DEBIT 902000 LA PHASE DE FLUIDE V

ENTREE SECTION BOOSTING

2D

PRESSION 35 ,01

TEMPERATURE 45 ,62 DEBIT 451000 LA PHASE DE FLUIDE V

ENTREE TRAIN

2 H1

PRESSION 73,01

TEMPERATURE 46,93 DEBIT 450000 LA PHASE DE FLUIDE M

SORTIE ECHANGEUR E-1002 GAZ FROID

15 B

PRESSION 19,55

TEMPERATUR 39,71 DEBIT 360000 LA PHASE DE FLUIDE V

ENTREE GAZ CHAUD COLD BOX

3D

PRESSION 70,36


Partie pratique


SORTIE GAZ CHAUD COLD BOX

7 M

PRESSION 69,88

TEMPERATURE -15,29 DEBIT 43200 LA PHASE DE FLUIDE M

SORTIE PARTIE COMPRISEUR DE TURBO EXPANDER

15 D

PRESSION 29,27

TEMPERATURE 76,9 DEBIT 360000 LA PHASE DE FLUIDE V

SORTIE LIQUIDE DEETHANIZEUR 15

PRESSION 21,41

TEMPERATURE -55,22 DEBIT 360000 LA PHASE DE FLUIDE V

ENTREE LIQUIDE DEBUTANIZEUR

13 M

PRESSION 21,63


ENTREE CHAUDE DEETHANISEUR

14

PRESSION 21,03

TEMPERATURE 166 DEBIT 43500 LA PHASE DE FLUIDE L

EXPORT GAZ

19

PRESSION 72,01

TEMPERATURE 57,17 DEBIT 707000 LA PHASE DE FLUIDE V

EXPORT GPL

16

PRESSION 18,51

TEMPERATURE 64,34 DEBIT 623000 LA PHASE DE FLUIDE L

EXPORT CONDENSAT

17 D

PRESSION 16,5

TEMPERATURE 45 DEBIT 53100 LA PHASE DE FLUIDE L

Partie pratique


Compositions des Stream : Cas design 2015

Tableau III.4 : Composition des stream

CAS DESIGN 2015

Stream 1 2C EXPORT GPL

16 EXPORT COND

17D

EXPORT GAZ

19 COMPOSITION

nC1 74,37 77 000 000 84,29

nC2 9 ,74 10,10 2,93 000 10,66

nC3 4,89 4,96 61,98 0,01 1,40

iC4 0,57 0,56 9,09 0,10 0,04

nC4 1,62 1,55 25,89 1,94 0,07

iC5 0,41 0,36 0,13 15,11 000

nC5 0,52 0,44 0,03 19,82 000

nC6 0,58 0,38 000 22,23 000

nC7 0,50 0,22 000 19,32 000

nC8 0,28 0,07 000 10,78 000

nC9 0,17 0,02 000 6,70 000

nC10 0,09 000 000 4,09 000

H2O 3,11 0,32 000 000 000

N2 1,73 1,82 000 000 1 ,97

CO2 1,39 1,44 000 000 1,59

Partie pratique


1.3. Résultat de la simulation du choix du modèle thermodynamique

comparé au cas design 2015 pour les Stream clés de production du gaz, GPL

et Condensat :

Résultat Peng-Robinson :

Tableau III.5 : Résultat de simulation PR

MODEL

THERMODYNAMIQUE

Peng-Robinson-1976

Stream 1 2C

EXPORT GPL 16

EXPORT COND

17D

EXPORT GAZ

19 COMPOSITION nC1 74,37 74,39 000 000 84,11

nC2 9 ,74 9,74 2,05 000 10,64

nC3 4,89 4,89 63,60 0,0004 1,61

iC4 0,57 0,57 9,47 0,165 0,042

nC4 1,62 1,62 24,72 6,251 0,059

iC5 0,41 0,41 0,14 14,17 0,0023

nC5 0,52 0,52 0,03 18,18 0,0014

nC6 0,58 0,58 000 20,64 0,0001

nC7 0,50 0,50 000 18,92 000

nC8 0,28 0 ,28 000 7 000

nC9 0,17 0 ,17 000 6,87 000

nC10 0,09 0,09 000 3,66 000

H2O 3,11 3,11 000 000 000

N2 1,73 1,7 000 000 1,97

CO2 1,39 1,39 0,0001 000 1,55

Partie pratique


Résultat SRK (Soave-Redlich-Kwong-1972) :

Tableau III.6 : Résultat de simulation SRK

MODEL

THERMODYNAMIQUE

SRK (Soave-Redlich-Kwong-1972)

Stream 1 2C

EXPORT GPL 16

EXPORT COND

17D

EXPORT GAZ

19 COMPOSITION nC1 74,37 74,39 000 000 84,03

nC2 9 ,74 9,74 1,74 000 10,64

nC3 4,89 4,89 63,28 0,0004 1,69

iC4 0,57 0,57 9,64 0,175 0,041

nC4 1,62 1,62 25,14 6,18 0,056

iC5 0,41 0,41 0,14 14,06 0,0017

nC5 0,52 0,52 0,037 18,01 0,0012

nC6 0,58 0,58 000 20,62 0,0001

nC7 0,50 0,50 000 19,08 000

nC8 0,28 0,28 000 11,20 000

nC9 0,17 0,17 000 6,94 000

nC10 0,09 0,09 000 3,70 000

H2O 3,11 3,11 0,0001 000 000

N2 1,73 1,73 000 000 1 ,970

CO2 1,39 1,39 0,0001 000 1,550

Partie pratique


Résultat CH-S :

Tableau III.7: Résultat de simulation CHS

MODELE THERMODYNAMIQUE

CH-S

Stream 1 2C

EXPORT GPL 16

EXPORT COND

17D

EXPORT GAZ

19 COMPOSITION

nC1 74,37 74,39 000 000 84,25

nC2 9 ,74 9,74 0,93 000 10,61

nC3 4,89 4,89 64,63 000 1,50

iC4 0,57 0,57 9,28 0,116 0,047

nC4 1,62 1,62 24,97 4,91 0,064

iC5 0,41 0,41 0,14 14,45 0,0035

nC5 0,52 0,52 0,023 18,48 0,0002

nC6 0,58 0,58 000 20,85 0,0001

nC7 0,50 0,50 000 19,11 000

nC8 0,28 0,28 000 11,28 000

nC9 0,17 0,17 000 7,02 000

nC10 0,09 0,09 000 3,75 000

H2O 3,11 3,11 0,0002 000 000

N2 1,73 1,73 000 000 1 ,97

CO2 1,39 1,39 0,0001 000 1,54

Partie pratique


Résultat PRSV (Peng - Robinson- Stryjek- Vera 1986):

Tableau III.8 : Résultat de simulation PRSV

MODELE THERMODYNAMIQUE

PRSV (Peng - Robinson- Stryjek- Vera 1986)

Stream 1 2C

EXPORT GPL 16

EXPORT COND

17D

EXPORT GAZ

19 COMPOSITION nC1 74,37 74,39 000 000 84,01

nC2 9 ,74 9,74 1,9743 000 10,64

nC3 4,89 4,89 63,4615 0,0004 1,69

iC4 0,57 0,57 9,46 0,1967 0,041

nC4 1,62 1,62 24,88 5,96 0,060

iC5 0,41 0,41 0,14 14,16 0,0023

nC5 0,52 0,52 0,0713 18,12 0,0019

nC6 0,58 0,58 000 20,76 000

nC7 0,50 0,50 000 19,07 000

nC8 0,28 0,28 000 11,14 000

nC9 0,17 0,17 000 6,88 000

nC10 0,09 0,09 000 3,67 000

H2O 3,11 3,11 000 000 000

N2 1,73 1,73 000 000 1 ,96

CO2 1,39 1,39 0,0001 000 1,55

Partie pratique


Résultat simulation paramètres des Stream :

Tableau III.9 : Résultat simulation paramètres des stream

FLUX PROPREITE CAS

DESIGN ACTUEL

PR SRK CH-S PRSV

LA CHARGE 1

PRESSION bars 36 ,01 36 ,01 36 ,01 36 ,01 36 ,01 TEMPERATURE C0 46 ,01 46 ,01 46 ,01 46 ,01 46 ,01

DEBIT kg/h 989000 989000 989000 989000 989000 LA PHASE DE

FLUID M M M M M

SORTIE SLUG

CATCHER 2C

PRESSION 36 ,01 36 ,01 36 ,01 36 ,01 36 ,01 TEMPERATURE 46 ,01 46 ,01 46 ,01 46 ,01 46 ,01

DEBIT 902000 987036,599 987036,599 987036,599 987036,599 LA PHASE DE

FLUID V V V V V

ENTREE SECTION

BOOSTING 2D

PRESSION 35 ,01 36,01 36,01 36,01 36,01 TEMPERATURE 45 ,62 46 ,01 46 ,01 46 ,01 46 ,01

DEBIT 451000 493518,3 493518,3 493518,3 493518,3 LA PHASE DE

FLUID V V V V V

ENTREE TRAIN

2H1

PRESSION 73,01 65 65 65 65 TEMPERATURE 46,93 48,39 48,44 48,41 48,40

DEBIT 450000 449311,95 44645 ,26 44776,457 448538,028 LA PHASE DE

FLUID M M M M M

SORTIE ECHANGEUR

E-1002 GAZ FROID

15 B

PRESSION 19,55 19,40 19,40 19,40 19,40 TEMPERATURE 39,71 42,56 43,05 45,33 43,31

DEBIT 360000 361189,37 361768,14 359858,2 361492,42 LA PHASE DE

FLUID V V V V V

ENTREE GAZ

CHAUD COLD BOX 3D


DEBIT 432000 427710,57 425755,98 427171,032 427641,57 LA PHASE DE

FLUID M V V V V

SCERTIE GAZ

CHAUD COLD BOX 7 M

PRESSION 69,88 62,95 62,95 62,95 62,95 TEMPERATURE -15,29 -19 -19 -19 -19

DEBIT 43200 427710,576 425755,98 427171,032 427641,57 LA PHASE DE

FLUID M M M M M

SORTIE PARTIE

COMPRESSEUR DE TURBO EXPNADER

15 D

PRESSION 29,27 26,84 26,98 27,10 26,87 TEMPERATURE 76,90 72,47 73 76,18 73,35

DEBIT 360000 361189,376 361786,14 359858,2 361492,42

LA PHASE DE FLUID

V V V V V

SORTIE

LIQUIDE DEETHANISEUR

15

PRESSION 21,41 20,00 20,00 20,00 20,00 TEMPERATURE -55,22 -54,91 -54,03 -54,83 -54,56

DEBIT 360000 361189 ,376 361768,14 359081,47 361492,45 LA PHASE DE

FLUID V V V V V

Partie pratique


Les résultats de validation des modelés thermodynamique montrent que le modèle le

plus proche au cas design 2015 est le PR, CH-S et PRSV pour l’ensemble des Stream avec

une fiabilité de PR et CH-S par rapport à PRSV.

La fiabilité meilleure de PR par rapport à CH-S surtout pour les équilibres gaz liquide, nous

oriente vers son utilisation dans la suite de simulation pour notre étude.

Effet de la variation de débit de recyclage à travers la vanne FV-1320 sur le taux de

récupération de GPL.

Dans notre cas de simulation, nous avons utilisé le cas actuel de fonctionnement du mois de

février 2016 (période de notre présence sur le site GTFT) avec les paramètres de

fonctionnement suivant :

Tableau III.10 : Paramètres de fonctionnement train 1(2016)

FRACTION VAPEUR 0.95 TEMPURATURE (°C) 47 PRESSION (BARG) 36.1 DEBIT MOLAIR (KMOL/H) 44280 DEBIT MASSIQUE (KG/H) 987000

ENTRE LIQUIDE DEBUTANISEUR

13 M

PRESSION 21,63 19,86 19,86 19,86 19,86 TEMPERATURE 100,50 96 96 96 96

DEBIT 71900 66521,19 63987 67312,83 66149,155 LA PHASE DE FLUID M M M M M

ENTREE CHAUDE DEETHANISEUR

14

PRESSION 21,03 21,01 21,01 21,01 21,01 TEMPERATURE 166 155,998 155,997 156,008 155,99

DEBIT 43500 37474,56 383375,203 36284,41 37851,92 LA PHASE DE FLUID L L L L L

EXPORT GAZ

19

PRESSION 72,01 67 67 67 67 TEMPERATURE 57,17 60 60 60 60

DEBIT 707000 722378,752 723536,28 719716,4 722984,84 LA PHASE DE FLUID V V V V V

EXPORT GPL

20

PRESSION 18,51 17,59 17,59 17,59 17,59 TEMPERATURE 64,34 63,1611 63,27 65,63 63 ,08

DEBIT 623000 54979,72 53661,48 55615,43 54000 LA PHASE DE FLUID L L L L L

EXPORT CONDENSAT

17 D


DEBIT 53100 49016,038 48701,55 47981,81 49081,72 LA PHASE DE FLUID L L L L L

Partie pratique


Le pourcentage d’ouverture de la vanne varier de 0 à 20 % qui est le range ou l’échelle

maximale de recyclage toléré, car au-delà de cette échelle l’effet de recyclage devient négatif

envers le process.

Et la composition du gaz entrée train 1 est la suivante :

Tableau III.11 : Composition du gaz d’entrée (2016)

Résultat de la simulation de la variation du % d’ouverture de la vanne de recyclage FV-

1320.

Sur le fonctionnement de Turbo Expander :

o Effet de l’ouverture de la vanne de recyclage FV-1320 sur la Température

d’entrée du train :

Molaire Compositions 3,11 H2O 1,17 N2 1,39 CO2 74,43 C1 9,7 C2 4,89 C3 0,57 iC4 1,62 nC4 0,41 iC5 0,52 nC5 0,58 nC6 0,50 nC7 0,28 nC8 0,17 nC9 0,09 nC10

Partie pratique


Courbe III.4 : T entrée train = f(%vanne recyclage FV- 1320)

La courbe 1, montre la variation de température d’entrée du train qui est proportionnelle au %

de l’ouverture de la vanne, suite à l’apport de chaleur supplémentaire du gaz de recyclage, et

cette augmentation va engendrer une augmentation de travail de turbo expander.

o Effet de l’ouverture de la vanne de recyclage FV-1320 sur la Température

d’entrée de deethaniseur

Courbe III.5 : T entrée deethaniseur = f(%vanne recyclage FV- 1320)

Partie pratique


La courbe 2, montre la variation de température d’entrée deethaniseur qui est proportionnelle

(en négative) au % de l’ouverture de la vanne de recyclage. La température entrée

déethaniseur reflète le comportement et la variation de température sortie de turbo expander,

où est très favorable pour produire plus de froid afin de liquéfié plus les lourds lors du flash à

l’entrée de déethaniseur.

Sur le fonctionnement de Déethaniseur :

o Effet de l’ouverture de la vanne de recyclage FV-1320 sur la Température sortie

de gaz de déethaniseur:

Courbe III.6: T sortie gaz de déethaniseur = f(%vanne recyclage FV- 1320) La courbe 3, montre la variation de température sortie gaz de deethaniseur qui est

proportionnelle (en négative) au % de l’ouverture de la vanne de recyclage. La température

sortie gaz de déethaniseur est très avantageuse en fonction de l’ouverture de la vanne où le

gaz de sortie est très froid en favorisant la condensation et la rétention de C3 vers le fond de

déethaniseur dont la quantité de liquide sortant de déethaniseur vers le débutaniseur augmente

comme montre la courbe 4 (T sorite liquide en fonction de % ouverture vanne de recyclage)

suivante :

Partie pratique


Courbe III.7 : T sortie liquide de déethaniseur = f(%vanne recyclage FV- 1320)

o Effet de l’ouverture de la vanne de recyclage FV-1320 sur le débit molaire du

gaz de vente.

Courbe III.8 : Débit molaire du gaz de vente = f(%vanne recyclage FV- 1320)

Partie pratique


La courbe 5, montre la variation de débit molaire du gaz de vente qui est inversement

proportionnel au % de l’ouverture de la vanne de recyclage et ce, suite à l’appauvrissement du

gaz de tête de deethaniseur en C3. Sur le fonctionnement de Débutaniseur :

o Effet de l’ouverture de la vanne de recyclage FV-1320 sur la récupération de

GPL (Débit molaire de GPL produit) :

Courbe III.9 : Débit molaire de GPL = f (%vanne recyclage FV- 1320)

La courbe 6, montre la variation de débit molaire de GPL qui est proportionnel au % de

l’ouverture de la vanne de recyclage et ce, suite à la récupération des C3 du gaz de vente et à

la baisse considérable de température sortie expander qui a générer une liquéfaction

supplémentaire des hydrocarbures lourds dont les C3 et C4 dont la richesse en GPL à

augmenter suite au taux de récupération qui est devenu 144 g/Nmᶟ proche de la valeur design

qui est égale à 145 g/Nmᶟ.

Partie pratique


L’analyse des résultats de simulation ci-dessus, montrent :

- La température de détente du Turbo-Expander diminue en fonction de l’ouverture de la

vanne de recyclage ce qui explique la bonne détente en favorisant la liquéfaction des

lourds.

- La diminution de la température de deethanizer explique le bon fractionnement qui a

pour résultat la rétention du maximum du propane vers le fond de déethaniseur.

- L’augmentation de débit molaire de GPL explique le bon fonctionnement de

débutaniseur où la totalité de C3 retenue au niveau de dééthaniseur a été récupérés en

tête de débutaniseur.

- La quantité récupérée de GPL est de (172 x 48.87) 8406 kg/hr égale à 202 Tonnes par

jour de GPL avec un gain de 101 000 $ pour un prix moyen de 500 $ la tonne de GPL.

Partie pratique


Le résultat de la simulation est consigné dans le tableau suivant :

Tableau III.12 : Résultat de simulation par Hysys

Avec : Les formules de calcul de la richesse et de taux de récupération sont les suivantes : La richesse = Le taux de récupération de GPL =

Taux d’ouverture

de la vanne

de recyclage FV-1320

La fraction de C3

dans le GPL en (% mol)

La fraction de C3 dans le Gaz de

vente en (% mol)

Débit molaire de GPL produit

(Kmol/h)

Débit molaire de C3 dans le

gaz d’alimentati

on (Kmol/h)

Débit molaire de C3 dans le

GPL (Kmol/h)

La richesse de GPL

(grame /Nm³)

Taux de récupération de GPL

(%)

00 % 62,06 1,66 2392 2165,99 1484,88 135,00 68,58 01 % 62,13 1,64 2401 2165,99 1492,22 135,74 68,92 02 % 62,21 1,63 2410 2165,99 1499,62 136,20 69,26 03 % 62,29 1,61 2420 2165,99 1507,08 136,64 69,61 04 % 62,37 1,59 2428 2165,99 1514,6 137,10 70,00 05 % 62,45 1,57 2438 2165,99 1522,2 137,54 70,30 06 % 62,54 1,55 2446 2165,99 1529,2 137,00 70,66 07 % 62,62 1,54 2456 2165,99 1537,6 138,00 71,02 08 % 62,70 1,52 2468 2165,99 1545,38 138,47 71,38 09 % 62,78 1,50 2474 2165,99 1553,2 138,93 71,74 10 % 62,86 1,48 2484 2165,99 1561,08 139,41 72,10 11 % 62,92 1,46 2492 2165,99 1569,02 139,88 72,47 12 % 62,03 1,44 2502 2165,99 1584,64 140,34 72,83 13 % 63,11 1,43 2512 2165,99 1592,24 140,83 73,19 14 % 63,18 1,41 2520 2165,99 1599,52 141,29 73,54 15 % 63,25 1,39 2528 2165,99 1606,24 141,75 73,88 16 % 63,31 1,37 2538 2165,99 1612,16 142,19 74,19 17 % 63,35 1,36 2544 2165,99 1617,28 142,61 74,46 18 % 63,38 1,35 2552 2165,99 1621,76 143,32 74,70 19 % 63,40 1,34 2558 2165,99 1625,84 143,62 74,90 20 % 63,41 1 ,33 2564 2165,99 1629,37 144 75,09

Le débit de propane de la production de GPL on mol/h

Le débit de propane dans le gaz brut en mol/h

La production de GPL en g/J

La production en volume de gaz brut en Nmᶟ/J

Partie pratique


Les résultats montrent :

- Une diminution remarquable de la composition molaire en C3 dans le gaz de vente de

1.66 à 1.33 % molaire. - Une meilleure récupération en C3 dans le GPL produit de 62.06 à 63.41% molaire suite

à la diminution de celui-ci dans le gaz de vente (de 1.66 à 1.33%). - Une augmentation importante du taux de récupération de GPL de 68.58 à 75.09 %. - Une augmentation de la richesse de GPL de 135 à 144 g/Nmᶟ.

Conclusion


Conclusion :

Par le recours à l’outil de simulation Hysys nous avons pu procéder à la simulation des

conditions de fonctionnement réelles et d’aboutir à des résultats très satisfaisantes en termes

de production en GPL et en termes de sécurités des turbo compresseur en mode d’opération

sans recyclage ouvert.

La quantité récupérer de GPL est de l’ordre 8406 kg/hr égale à 202 Tonnes par jour

avec un gain en argent de 101 000 $, par une simple modification du mode de fonctionnement

de l’usine par cation sur l’ouverture des vannes de recyclages qui sont conçue pour

fonctionner en cas de non production du gaz vers la ligne de vente GR1 ou d’être utilisé durant

2018 où le déclin de potentiel soit 50% de la production actuel et de faire passer à 100%

d’ouverture.

Nous avons choisi le modèle thermodynamique de PR dont les résultats sont plus

rapprochés du design.

REFERENCES

[01] GRTgaz ; [2016].la chaine gazière. Construisons le transport de demin.[01/05/2016].

( http://www.grtgaz.com/page-daccueil.html)

[02] Shopping buy ; [2011]; gaz naturel ;[15/05/2016];

(http://mergamsat.blogspot.com/2012/01/gaz -naturel.com)

[03] Gaz nétro ;[2015]; lavie en bleu; tout sur gaz naturel ;[12/05/2016];

(http://www.toutsurlegaznaturel.com/)

[04] Berretima.E ,Aribi .L ;[2013] ;chapitre : Généralité ;mémoire : la déshydratation du gaz

techniques et problèmes ; universite kasdi marbah ouargla ;(02-05

[05] Baliouze . K ; [2014] ; chapitre I : contexte énergétique et industrielles gaziers en Algérie ;

mémoire : tratégie et développement de industrie gazière à l’horizon 2040 ; université kasdi

merbah Ouargla ; (4-25)

[06] Connaissance des energies;[2016]; qui appelle-t-on les condensats de gaz

naterel;[12/05/2016]; (http://www.connaissancedesenergies.org/quappelle-t-les-condensats-de-

gaz-naturel-150709)

[07] benabdelhafid. a, bounoua. m ;[2011];chapitre : Généralité sur le champ TFT ;mémoire fin

étude : Etude et maintenance d’une colonne de rectification ; Université De Boumerdès ; (03-15).

[08] Source EIA US Energy information administration

[09] Source APRU (Agence nationale pour la promotion et la rationalisation de l’utilisation de

l’énergie)

[10] browne & root;[1999]; TFT manuel opératoire ; livre1&livre2;

[11] Groupement TFT;[2015];simulation resuilts; TFT GAS FIELD development project ;

département exploitation service process ;(500-550)

Annexe 01 simulation de HYSYS

Ingénierie Gaz naturel université KASDI Merbah Ouargla Page 9

1. Introduction : La simulation est un outil utilisé dans différents domaines de l’ingénierie et de la

recherche en général, permettant d’analyser le comportement d’un système avant de

l’implémenter et d’optimiser son fonctionnement en testant différentes solutions et différentes

conditions opératoires. Elle s’appuie sur l’élaboration d’un modèle du système, et permet de

réaliser des scénarios et d’en déduire le comportement du système physique analysé.

Un modèle n’est pas une représentation exacte de la réalité physique, mais il est seulement

apte à restituer les caractéristiques les plus importantes du système analysé. Il existe plusieurs

types de modèle d’un système physique : allant du modèle de représentation qui ne s’appuie que

sur des relations mathématiques traduisant les grandes caractéristiques de son fonctionnement

jusqu’au modèle de connaissance complexe issu de l’écriture des lois physiques régissant les

phénomènes mis en jeu. Le choix du type de modèle dépend principalement des objectifs tracés.

Les simulateurs de procédés chimiques utilisés classiquement dans l’industrie chimique

ou para-chimique, peuvent être considérés comme des modèles de connaissance. Ils sont basés

sur la résolution de bilans de masse et d’énergie, des équations d’équilibres thermodynamiques,

… et sont à même de fournir l’information de base pour la conception. Ils sont principalement

utilisés pour la conception de nouveaux procédés (dimensionnement d’appareil, analyse du

fonctionnement pour différentes conditions opératoires, optimisation), pour l’optimisation de

procédés existants et l’évaluation de changements effectués sur les conditions opératoires.

Ces simulateurs disposent tous d’une base de données thermodynamiques contenant les

propriétés des corps purs (masse molaire, température d’ébullition sous conditions normales,

paramètres des lois de tension de vapeur, …). Cette base de données est enrichie d’un ensemble

de modèles thermodynamiques permettant d’estimer les propriétés des mélanges. [13]

Parmi ces logiciels on trouve Hysys, de quoi c’est quoi Hysys ?

HYSYS est un logiciel de simulation de procédé de génie de procédés de génie chimique

développé par la société Hyprotech (Canada). [10 ]

Il a été conçu pour permettre le traitement d'une vaste gamme de problèmes allant des

séparations bi- et tri- phasique simple jusqu'à la distillation et la transformation chimique.

Hysys dispose d’une importante banque de données sur les corps purs est incorporée avec le

logiciel HYSYS. Ces corps sont regroupés en plusieurs familles:



- Hydrocarbures: normaux et iso-paraffines, oléfines, naphtènes, aromatiques…

- Hydrocarbures oxygénés, azotés et sulfurés (amine, alcools, aldéhydes, nitriles, mercaptons…

- Halogènes

- Solides (soufre)

- Divers (O2, N2, CO2, H2O, HCL,…)

- Corps hypothétiques (purs, complexes, solides)

Hysys demande pour définir ces corps de remplir un tableau de valeurs à utiliser lors des

calculs.

En outre, et pour caractériser les mélanges d'hydrocarbures complexes (pétroles), il est

possible d'utiliser les résultats d'analyses normalisées telles que TBP, ASTM, SpGr, Kuop…ect

Hysys va par la suite utiliser ces données pour générer un nombre fini (choisi par l'utilisateur) de

pseudo-corps repérés par Leurs points d'ébullition normaux pour représenter ces mélanges.

En option le simulateur peut lire d'autres banques de données telles que la DDB, DIPPR,

API, GPA…

Cette option permet aussi d'utiliser les propriétés physiques déjà stockées dans la banque

de données de Hysys.

Hysys présente plusieurs modèles thermodynamiques avec leur domaine d'application, à savoir:

1- Modèles spéciaux pour les amines.

2- Modèles spéciaux pour la vapeur d'eau (ASTM stream, NBS stream).

3- Modèles utilisant la pression de vapeur (équation d’Antoine, NK10 et table Esso).

4- Modèles semi-empiriques (Chao-Seader CS, Grayson-Streed GS).

5- Modèles hybrides: pour les systèmes à forte polarité, forte déviation par rapport à l'idéalité,

azéotropes.

6- Modèles basés sur les équations d'état: tels que Peng Robinson (PR), Soave-Redlick-Kwong

(SRK) pour les hydrocarbures, car elles utilisent des coefficients d'interactions binaires.

Hysys propose aussi une autre forme de l'équation PR modifiée par Stryjeck-Vera qui

donne des résultats meilleurs pour les corps polaires, mais requirent en plus l'introduction de

coefficients caractéristiques des corps purs additionnels.

Le Hysys propose des recommandations surtout pour le choix des modèles

thermodynamiques, afin d’aboutir à un résultat très fiable et réaliste.



Les recommandations de Hysys sont présentées dans le tableau suivant :

Type de système Modèle recommandé

Déshydratation TEG

Eau dure (Sour)

Cryogénie et traitement des gaz.

Séparation de l'air.

Colonnes sous vide

Système à H2 élevé

Système réservoir

Vapeur d'eau

Systèmes chimiques

Inhibition d'hydrate

Alkylation à HF

Déshydratations au TEG avec aromatiques

Systèmes HC ou la solubilité de l'eau est

importante.

PR

PR, Sour PR

PR, PRSV

PR, PRSV

PR, PR Option, GS (<10 mmHg)

PR, ZJ ou GS

PR, PR Options

Stream package, CS ou GS

Modèles d'activité, PRSV

PR

PRSV, NRTL

PR, Amine

Kabadi Danner

Le Hysys fonctionne selon l’architecture suivante :

Librairie des

corps purs

Caractéristiques

des coupes

pétrolières

Modèles

thermodynamiques

Calcules des

propriétés

physiques et

thermodynamiques

Opérations

unitaires

Programme principal

de la gestion contrôle

Impression données

et résultats Routine

numérique

Sauvegarder et sortie Entrée



2. L'utilisation des simulateurs HYSYS se fait de la façon suivante :

L'utilisateur doit spécifier les constituants du gaz, du liquide ou du mélange;

Il choisit un modèle thermodynamique ;

Il doit établir le schéma du procédé (PFD) ;

Il doit aussi spécifier les paramètres nécessaires pour le calcul de chaque opération

unitaire ;

Le simulateur résout le schéma de procédé ;

Le simulateur peut aussi dimensionner quelques équipements

Le simulateur peut faire des études technico économiques des procédés.

L’utilisation de Hysys se fait selon le logigramme suivant :



STRUCTURE OPERATIONNELLE

HYSYS

Créer un projet

Accéder à un projet déjà créé Choisir un modèle thermodynamique

Créer un nouveau cas

Non Oui

Sélectionner les constituants

Caractéristiques des coupes pétrolières

Menu des commandes principales Accéder un cas déjà installé

Menu des commandes principales

Sauvegarde et sortie

Spécifications des courants

Dimensionnement plus évolution des

coûts

Opérations unitaires

Schéma de procédé

Fin de travail



Figure présenté Schéma la simulation de train de l'usine GTFT

ANNEXE 2 MODELES THERMODYNAMIQUES

Ingénierie Gaz naturel université KASDI Merbah Page 62

1. Equation de Chao et Seader (1961) [16]

Yi / Xi = Ki = (Pi б φi б Pi / P) (ai

L / φiV) = Vi

* aiL / φi

V

Avec:

Pi б/P: Coefficient d'équilibre que l'on obtient en appliquant la loi de Raoult.

aiL : Coefficient d'activité en phase liquide.

φiV : Coefficient de fugacité en phase vapeur.

Vi* : Terme calculé en fonction du Pr, Tr et ω. Par application de la loi des états

correspondants.

Les calculs d’équilibre liquide - vapeur sont effectués dans un plus large domaine de

précision.

2. Equation d’état SRK (Soave-Redlich-Kwong-1972) [17]

P = RT / (v - b) - a / [v (v + b)]

Avec :

a = Ωac α ( Tr ) ( RTc )2 /Pc Ωac = 0.42748

α ( Tr ) = [1 + m (1-Tr0.5)]2

b = Ωb RTc / Pc Ωb = 0.08664

m = 0.479794 + 1.57588 ω - 0.19207 ω2 + 0.02461 ω3

La forme cubique de l’équation SRK est :

Z3 - Z2 + (A - B - B2)* Z - AB = 0

La différence

par rapport à l’équation RK est l’introduction d’un terme a(Tr). Qui tient compte de

l’influence de la température sur le coefficient a.

α ( Tr ) = 1 + m (1-Tr) + n (1 - Tr 0.5 )2 (Utilisé surtout à basse température)

m = 0.484 + 1.515 ω - 0.044 ω2

n = 2.756 m - 0.700



3. Equation de PR (Peng-Robinson-1976) [18]

P = R T/ ( v - b ) - a / ( v2 + 2bv - b2)

Avec:

a ( T ) = Ωa R2 Tc2 α ( Tr ) / Pc Ωa = 0.45724

α ( Tr ) = [1 + m (1-Tr0.5)]2

m = M0+ M1 ω + M2 ω2

b = Ωb RTc / Pc Ωb = 0.07780

P: Pression

T: Température

v : Volume

R : Constante des gaz parfait

Zc : Facteur de compressibilité

a, b : Termes d'attraction

ω : Facteur acentrique

Ωa, Ωb ,M0, M1,M2: Paramètres numériques

M0 = 0.37464

M1 = 1.54226

M2 = -0.26992

zc = 0.307

ω = - log (Ps / Pc) - 1

Ps : Pression de saturation à Tr = 0.7.

Pc : Pression critique.

La forme cubique de l’équation PR est la suivante :

Z3 - ( 1 - B) Z ( A - 2B - 3b2) Z - ( A B - B2 - B3 ) = 0

L’équation d’état de PR a été proposée afin de palier aux insuffisances de l’équation de

SRK lors de la prédiction de la densité liquide.

L’équation de PR a eu un succès aussi retentissant que l’équation SRK aussi bien dans des

applications scientifiques qu’industrielles.



4. Equation d’état de PRSV (Peng - Robinson- Stryjek- Vera

1986) [17] P = RT/ (v-b) - a / [v (v + b) + b(v - b)]

Avec:

a = Ωac α (Tr) (RTc)2 /Pc Ωac = 0.457235

α (Tr) = [1 + m (1-Tr0.5)]2

b = Ωb RTc / Pc Ωb = 0.077796

m = 0.378893 + 1.4897153 ω - 0.17131848 ω2 + 0.0196554 ω3 +

m1 (1 + Tr0.5)(0.7 - Tr)

Les valeurs de m1 pour plus de 90 corps purs d’utilité industrielle sont données par Vera.

L’équation de PRSV reproduit avec une précision inférieure à 1. Les pressions de vapeur

saturante (inférieures à 1.5 MPa) des corps purs.

optimisation de récupération de gpl par recyclage …...liste des figures figure titre page 01...

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