désacidification du gaz naturel

Transcription

Pétrochimie de gaz naturel
Université d’ELOUED
Chapitre 1 : Généralités sur le gaz naturel
Chapitre 2 : désacidification du gaz naturel
1
2ème Année Master Raffinage & pétrochimie
2013 /2014
1. Généralités sur le gaz naturel
1.1. Origine :
Les plus anciens documents existant sur les manifestations du gaz naturel concernent les
« feux éternels » du Moyen-Orient, (trois millénaires avant notre ère).
Les Chinois furent sans nul doute les plus grands foreurs avant l’emploi des méthodes
modernes. Plusieurs siècles avant J-C (Jésus crée), ils avaient mis au point des techniques de
forage pour obtenir du sel, Ils rencontraient parfois des accumulations de Gaz Naturel. Le Gaz
était alors capté en tête de puits par des tubes, et servait à alimenter les chaudières ; il assurait
en outre l’éclairage des rues et des halles.
1.2. Etat actuel
Après avoir définitivement imposé sa suprématie, le pétrole va faire l’objet d’une guerre sans
merci. Il est indubitable que l’histoire du Moyen-Orient est écrite à l’encre du pétrole. Les
enjeux stratégiques de cette matière première essentielle dont à l’origine de principaux accords
déterminants de la région, à l’instar du traité Franco-anglais «’GEORGE PICOT’–‘MARK
SYKES’».Mais il faut attendre l’entre deux guerres pour voir les accords entre compagnies
pétrolières détrôner les accords d’états.
A la fin des années 50 les hydrocarbures (pétrole et gaz) représentent 50% des sources
d’énergie dans le monde. Il est facile de comprendre que les années 50, qui consacrent les
hydrocarbures comme première source d’énergie dans le monde vont également imposer une
stratégie mondiale de diversification des zones d’approvisionnement, notamment pour les pays
consommateurs dépendants des gisements extérieurs. Il n’est donc pas étonnant que ce soit à
cette période que les gisements de Hassi Messaoud, Hassi R’mel …. soient découverts en
Algérie colonisée, ainsi que d’autres gisements en Afrique (Libye, Gabon et Nigeria entre
autres).
A l’orée
de l’année 2000, et après l’effondrement du bloc socialiste, la concentration au
Moyen Orient de la production mondiale d’hydrocarbures est plus que jamais un élément
déterminant de la sécurité et de la stabilité dans le monde. Toutes les nations reconsidèrent
leurs alliances respectives en fonction de cette donnée essentielle.
1.3. Le gaz dans le monde et en Algerie
1.1.1. Gaz naturel dans le monde
a. Réserves de gaz
Ces réserves, bien que limitées sont très importantes et les estimations concernant leur taille
continuent de progresser à mesure que de nouvelles techniques d'exploration ou d'extraction
sont découvertes. Les ressources de gaz naturel sont abondantes et très largement distribuées
à travers le monde. On estime qu'une quantité significative de gaz naturel reste encore à
découvrir.
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2013 /2014
Les réserves prouvées sont celles qui pourraient être produites avec la technologie actuelle.
Le Moyen-Orient et Europe Eurasie se partagent à eux deux environ les trois quart des
réserves mondiales de gaz naturel (respectivement 40,5% et 33,6% du total).
Les réserves mondiales de gaz naturel ont plus que doublé au cours des vingt dernières
années et s'élevaient en 2010, à 187,1 trillion de mètres cubes (trillion=1012).
Le ratio mondial des réserves prouvées de gaz naturel par rapport à la production à son niveau
actuel est entre 55 et 60 ans. Ceci représente le temps restant avant l'épuisement des réserves
en supposant que les taux actuels de production soient maintenus.
Le graphe présent dans la figure-1-1 représente la répartition des réserves gazières des
premiers pays dans le monde en 2010 :
21,02%
1,69%
2,39 %
2,65%
25,30%
1 5,75%
2,79%
3,23%
13,55%
3,68%
3,97%
Russie
3,99%
Iran
Qatar
Turkménistan
Arabie saoudite
États-Unis
Émirats arabes unis
Nigeria
Venezuela
Algérie
Iraq
AUTRE
Fig-1-1-Répartition des réserves de gaz naturel en 2010
La carte présente dans la figure-1-2 représente la répartition des réserves mondiales du gaz en
2010 pour chaque continent en Gm3 et en pourcentage
Asie pacifique
Fig-1-2-Répartition des réserves
mondiales du gaz naturel pour
chaque continent
(en 2010)
b. Production mondiale du gaz naturel
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2013 /2014
Les principaux pays producteurs en 2010 étaient les Etats-Unis et la Fédération de
Russie avec respectivement 19,3% et 18,4% de la production mondiale. D'autres Etats possède
également une certaine importance tels que le Canada, l’Iran, Quater, Norvège, Arabie
Saoudite, l'Indonésie, l’Algérie, Pays-Bas.
Ces pays ont représenté à eux seuls plus de 23,5% de la production totale de gaz naturel
en 2010. A noter que l'Amérique du Nord et Europe & Eurasie produisent 58,6% de la
production globale.
La production mondiale totale en 2010 était de 3193,3 milliards de mètres cubes en
croissance de 7,3% par rapport à l'année 2009. Une croissance sensiblement plus élevée que la
moyenne annuelle sur la période 2009-2010. Bien que la production ait augmenté dans toutes
les régions, la croissance la plus rapide a été enregistrée à l’Asie Pacific et en Moyen-Orient.
Le graphe présent dans la figure-1-3 représente la production mondiale du gaz naturel de 1970
jusqu'à 2010.
Production du gaz naturel dans le monde
2880,9
3000
2507,8
2500
2178,7
1790,2
Mtep
2000
1500
1000
911,8
1079,9
1298
1910,6
1492,3
500
0
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
Années
Fig-1-3-Production du gaz naturel dans le monde
***Remarque : Mtep (mégatonne d'équivalent pétrole soit 1 000 000 tep)
La tonne d’équivalent pétrole (symbole tep) est une unité d’énergie. Elle est notamment
utilisée dans l'industrie et l'économie. Elle vaut, selon les conventions, 41,868 GJ parfois
arrondi a 42 GJ, ce qui correspond environ au pouvoir calorifique d’une tonne de pétrole
"moyenne" . Cette unité a remplacé, de fait, la tonne équivalent charbon. Elle ne fait pas partie
du système international d'unités.
Équivalences des principales formes d’énergie
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Différentes matières (gaz, essence, mazout, bois, charbon, etc.) sont utilisées comme
producteurs énergétiques. Elles ont toutes des pouvoirs calorifiques inférieurs (PCI)
spécifiques. C'est-à-dire qu'une tonne de charbon ne produit pas la même quantité d'énergie
qu'une tonne de pétrole, une tonne de mazout, etc. Ainsi, une tep équivaut à environ 1,5 tonne
de charbon de haute qualité, à 1 100 normo-mètres cubes de gaz naturel, ou encore 2,2 tonnes
de bois bien sec.
Voici quelques facteurs de conversions utilisés notamment par l'Agence internationale de
l'énergie :
c. Consommation mondiale en gaz naturel
Le gaz naturel représente près du quart de la consommation énergétique mondiale. Cette
consommation a considérablement augmenté au cours des 30 dernières années.
Les principaux pays consommateurs de gaz naturel en 2010 étaient les Etats-Unis, avec 21,7%
de la consommation totale et la Fédération de Russie, avec 13,0%.
Selon les statistiques de BP (British Petroleum), le taux de consommation du gaz représente
23.5% de la consommation mondial de l’énergie en 2009, et cette consommation peut atteindre
à 26.32% en 2030.
Les pays consommateurs de gaz naturel plus de 50% de la consommation mondial sont USA,
Fédération de Russie, Canada, Allemand, Iran, Bretagne.
Le graphe présent dans la figure-1-4 représente la consommation mondiale du gaz naturel de
1965 jusqu'à 2010.
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Fig-I-4-La consommation mondiale du gaz naturel (1965-2010)
1.1.2. LE GAZ NATUREL EN ALGERIE
a. Développement de l’industrie de gaz naturel en Algérie :
L’Algérie a une importe industrie du gaz naturel, et un important producteur de gaz au niveau
mondial.
Depuis 1980, l’Algérie est devenue l’un des grands exportateurs mondiaux de gaz naturel. Une
particularité à souligner est que l’Algérie a pu réaliser diverses installations de liquéfaction de
gaz naturel qui lui permettent de le commercialiser sous forme liquide et le transporter dans
des méthaniers vers le marché extérieur (Etats-Unis, Europe.. etc.).
Parallèlement à ce mode de transport l’Algérie a pu transporter son gaz par des gazoducs
reliant directement Hassi R’mel à l’Europe, c’est ainsi qu’elle exploite actuellement le fameux
gazoduc transméditerranéen qui relie l’Algérie à l’Italie et la Slovénie via la Tunisie.
b. Richesse Algérienne en gaz naturel
L’Algérie possède des réserves immenses en gaz naturel à savoir le champ de Hassi R’mel, qui
est le plus grand à l’échelle mondiale et celui de Ain- Salah qui sera exploité en l’année 2002.
L’Algérie est placée au dixième rang en 2010 avec taux de 2,4% environ des réserves
mondiales.
La production de gaz naturel en l’Algérie atteindra 72,4 Mtep en 2010.
Actuellement l’Algérie c’est le quatrième exportateur dans ce secteur après la Russie, Quatar
et Iran.
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2013 /2014
7.6
8.0
7.9
7.2
7.0
5.3
6.0
4.4
Mtep
5.0
4.0
3.1
3.0
2.0
1.3
1.0
0.2
0.6
0.0
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Années
Fig-1-5-La production du gaz naturel en Algérie (1965-2010)
c. Les réserves gazières en Algérie :
En 2010 les réserves prouvées de gaz naturel sont estimées à 45000 milliards m3. Au cours
des dix dernières années les bassins de Berkine et d'Illizi ont enregistré les taux de réussite les
plus élevées dans l'exploration, avec respectivement 51% et 50%.
Parmi les autres bassins de Berkine qui se classent comme les plus fructueux figure le bassin
d’Oued Mya ou ils ont effectué une autre découverte de gaz et de pétrole en 2002, ainsi que les
bassins de Timimoune et Hassi Messaoud .
1.4. TYPES DE GAZ NATUREL
L’apparition d’une phase liquide dépend des conditions de température et de pression dans le
réservoir et en surface.
Ceci conduit à distinguer les types de gaz naturel suivants :
1.2.1. Gaz sec
ne formant pas de phase liquide dans les conditions de production, c’est à dire que les condition
dans le réservoir et en surface se trouvent tous deux en dehors du domaine diphasique, le gaz
est concentré en méthane et contient très peu d’hydrocarbures plus lourds que l’éthane.
1.2.2. Gaz humide
Formant une phase liquide en cours de production dans les conditions de surface, il est moins
concentré en méthane.
1.2.3. Gaz à condensât
Formant une phase liquide dans le réservoir par condensation, au cours de la remontée dans le
puits, le gaz se refroidit avec formation de liquide en surface, la phase condensée est riche en
constituants lourds.
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1.2.4. Gaz associé
Coexistant dans le réservoir avec une phase huile (gisement de pétrole). Le gaz associé
comprend le gaz de couverture (phase gazeuse présente dans le réservoir) et le gaz dissous.
Le tableau 1-1 montre l’analyse de quelques gaz naturels produits dans différentes région du
monde.
La teneur en éthane, propane, butane s’accroît dans les gaz associés que dans les gaz secs, qui
sont caractérisés par une teneur élevée de méthane.
La gazoline composée essentiellement des hydrocarbures lourds comme les composés de
pentane et de l’hexane dont leur condensation se passe dans les conditions normales et
pratiquement inexistantes dans les gaz secs.
La teneur en impuretés : N2, CO2 et H2O se distingue beaucoup d’un gisement à l’autre.
Hassi
Messaoud
El agreb
Hassi R’mel
Abu Guise
Egypte
hollande
66,8 76,4 78,3
85,0
60,7
38,8
83,5
91,6
81,3
Ethane
18,6
19,4
8,1
12,6
8,0
23,1
25,5
7,9
4,9
2,9
Propane
11,7
9,1
4,7
5,1
4,4
12,2
20,3
2,1
1,4
0,4
Butane
4,6
3,5
2,6
0,6
2,0
2,4
9,5
1,0
0,6
0,2
Gasoline
2,9
1,2
1,8
0,8
-
-
3,2
-
0,1
-
Azote N2
0,3
-
0,3
-
0,4
-
-
5,3
0,4
14,3
CO2
11,1
-
4,4
1,6
0,2
1,5
2,7
0,2
1,0
0,9
H 2S
2,7
-
1,7
0,1
-
-
-
-
-
-
TOTAL
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
Kuwait
48,1
Abu dabie
Méthane
Libye
Composition
Venezuela
GAZ SECS
Arabie
Saoudite
GAZ ASSOCIES
Tableau-1-1 L’analyse de quelques gaz naturels produits dans différentes régions du monde.
1.5. CARACTERISTIQUES PHYSIQUE DE GAZ NATUREL
Au stade final de son exploitation, les gaz naturel peut être caractérisé par les propriétés
suivantes :
1.3.1. Densité
Pour un gaz la densité est définie par le rapport de sa masse volumique à celle de l'air dans les
conditions déterminées de la température et de pression.
1.3.2. Pouvoir calorifique
C'est la quantité dégagée par la combustion d'une unité de volume du gaz, mesurée dans les
conditions de référence. Le pouvoir calorifique pour le gaz naturel s'exprime en (j/m3)
Il existe deux valeurs de pouvoir calorifique :
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Pouvoir calorifique supérieur : (PCS)
C'est la quantité de chaleur dégagée lorsque tous les produits de combustion sont ramènes à la
température ambiante, l'eau formée étant liquide.
Pouvoir calorifique inférieur : (PCI)
C'est la quantité de chaleur dégagée lorsque tous les produits de combustion sont ramènes à la
température ambiante, l'eau restée à l'état vapeur.
1.3.3. Composition chimique d'un gaz naturel
La composition chimique d'un gaz c'est la nature des hydrocarbures et les autres constituants
qu'il renferme, leur importance relative dans le mélange et leur fraction volumique ou
moléculaire.
La composition chimique d'un gaz est utilisée pour étudier la vaporisation et calculer certaines
de ces propriétés en fonction de la pression et la température.
Tous les hydrocarbures présents dans le gaz naturel appartiennent à la série des paraffines de
formule générale : CnH2n+2 .A cela s’ajoute : N2, H2S, CO2 .
En faible quantités (traces) on trouve l’Argon (L’argon est un élément chimique, de symbole
Ar et de numéro atomique 18, Masse atomique :39,948), l’Hélium, (condensat, GPL) et de l’eau
salé.
Le gaz en provenance des puits producteurs de Hassi R’mel à la composition molaire
suivante :
Tableau 1.2 : Composition molaire de gaz traité à Hassi R’mel
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COMPOSITION
%MOLAIRE
N2
CO2
CH4
C2H6
C3H8
IC4H10
NC4H10
IC5H12
NC5H12
C6H14
C7H16
C8H18
C9H20
C10H22
C11H24
C12H26
TOTAL
5.56
0.20
78.36
7.42
2.880
0.62
1.10
0.360
0.480
0.590
0.560
0.450
0.370
0.270
0.210
0.570
100.00
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1.6. Qualité de gaz naturel
Selon la teneur en composant lourd, le gaz naturel est considéré comme riche (cinq, six gallons
ou plus d’hydrocarbures extractibles par pieds cubes) ou pauvre (moins d’un gallon
d’hydrocarbures extractibles par pieds cubes).
Normalement, le gaz naturel tel quel après extraction n’est pas apte au transport, ni à une
utilisation commerciale ; il nécessite une première transformation. En effet, le gaz naturel
commercial se compose presque exclusivement de méthane, et d’éthane, à défaut de
composants connus comme l’eau qui doivent être extraits du gaz naturel brut. Le transport par
gazoduc impose également des spécifications quant à la qualité du gaz.
Dans tous les cas de figure, le gaz nature doit être traité afin d’en éliminer la vapeur d’eau, les
solides et les autres contaminants et d’en séparer certains hydrocarbures (GPL, condensât) qui
ont une valeur plus élevée séparés que mélangés.
1.3.4. Critères de qualité
Le gaz naturel doit correspondre à des exigences de qualité pour être transporté, distribué
dans les meilleures conditions de sécurité des personnes et des ouvrages, la continuité des
services et l’optimisation des performances chez l’utilisateur.
a. Le point de rosée «eau»
Le point de rosée «eau» est la température à laquelle se produit le début du changement de
phases pour une température donnée. C’est une fonction croissante de la pression de la teneur
en eau dans le gaz. Cette variable est utilisée pour apprécier les risques associés à la présence
d’eau. Cette dernière peut se condenser ou former de la glace ou des hydrates.
b. La teneur en H2S et SO2
Ces impuretés provoquent une corrosion acide de l’acier et de cuivre, H2S et C2O existants
naturellement dans certains gaz. On limite leur concentration dans le gaz pour rendre la
corrosion négligeable.
c. L’indice de Wobbe :
L'indice de Wobbe se définit comme étant le quotient entre le pouvoir calorifique supérieur
(PCS) du gaz et la racine carrée de sa densité par rapport à l'air.
L'indice de Wobbe est une des caractéristiques techniques principales du gaz naturel, c’est un
indicateur de l’interchangeabilité des gaz carburant ou combustibles (c'est-à-dire gaz naturel,
GPL, gaz de ville) et il est souvent défini dans les spécifications d'approvisionnement en gaz et
les services publics de transport.
W = pcs / d0
Pcs : pouvoir calorifique supérieur
d0 : représente la densité dans les conditions normales.
d. Les teneurs en produits odorant
Les risques liés aux fuites de gaz exigent que celle-ci soient détectables, certains gaz naturels
contiennent des Mercaptans «R-SH» qui sont des odorants naturels.les gaz naturels dont le
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niveau d’odeur naturel est nul ou insuffisant doivent subir une odorisation complémentaire, et
on utilise généralement le « tetrahydrothiophene C4H8S». Ce dernier est nécessaire pour la
sécurité de l’utilisation.
C'est un gaz incolore et inflammable, avec une odeur très caractéristique, si
bien qu'il est ajouté dans le gaz consommable pour déceler d'éventuelles
fuites.
e. La teneur en soufre total
Elles doivent être limitées pour minimiser les émissions d’oxyde de soufre dans l’atmosphère et
pour éviter les condensations acides des produits de combustion.
1.7. LES TECHNIQUES DE TRAITEMENT DU GAZ NATUREL
1.3.5. Traitement de gaz
Le traitement du gaz naturel consiste à séparer les constituants présents à la sortie du puits tel
que l’eau, les gaz acide, et les hydrocarbures lourds pour amener le gaz à des spécifications de
transport ou des spécifications commerciales.
La répartition de ces traitements entre les lieux de production et de livraison résulte des
considérations économiques.
Les principaux traitements qui sont effectués sont :
Une première étape permet de réaliser la séparation de fractions liquides éventuellement
contenues dans l’effluent du puits, fractions liquides d’hydrocarbures (gaz associé ou à
condensât), et l’étape de traitement qui suit dépend du mode de transport adopté.
Le gaz naturel ainsi que ses différentes fractions peuvent être transportées sous forme :
Gaz naturel comprimé (transport par gazoduc).
Gaz du pétrole liquéfié (GPL).
Gaz naturel liquéfié (GNL).
Produits chimiques divers (méthanol, ammoniac, urée …etc.).
Certains composants du gaz naturel doivent être extraits soit pour des raisons imposées par les
étapes ultérieures de traitement ou de transport, soit pour se conformer à des spécifications
commerciales ou réglementaires.
Il peut être ainsi nécessaire d’éliminer au moins partiellement :
L’hydrogène sulfuré H2S : toxique et corrosif.
Le dioxyde de carbone CO2 : corrosif et de valeur thermique nulle.
Le mercure : corrosif dans certains cas.
L’eau conduisant à la formation d’hydrates.
Les hydrocarbures qui se condensant dans les réseaux de transport.
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Les spécifications à respecter pour le gaz traité sont liées aux conditions de transport par
gazoduc, ces spécifications de transport visent à éviter la formation d’une phase liquide
(hydrocarbure ou eau), le blocage de la conduite par des hydrates et une corrosion trop
importante. On impose dans ce cas une valeur maximale aux points de rosée (eau et
hydrocarbures).
La valeur du point de rosée hydrocarbures dépend des conditions de transport et peut être par
exemple fixée à 0°C pour éviter tout risque de formation de phase liquide par condensation.
Dans le cas d’un gaz commercial, les spécifications sont plus sévères et comprennent
également une fourchette dans lequel doit se situer le pouvoir calorifique.
Des spécifications typiques pour un gaz commercial sont présentées sur le tableau suivant :
Tableau 1-3 Spécifications typiques pour un gaz commercial
39100 à 39500 (KJ/m3)
PCS
Point de rosée HC
Inférieur à – 6°C.
Teneur en eau
Inférieure à 150ppm Vol.
Teneur en C+5
Inférieure à 0,5% mol.
Compte tenu de la différence entre les spécifications de transport et les spécifications
commerciales, un traitement complémentaire peut être requis avant que le gaz ne soit envoyé
dans le réseau de distribution.
Le traitement réalisé pour obtenir les spécifications de transport peut être accompagné d’un
fractionnement dans le but d’obtenir une fraction liquide comprenant les GPL (propane et
butane) et éventuellement l’éthane.
1.8. TECHNIQUES DE REINJECTION DE GAZ
1.3.6. Objectif de la réinjection
La récupération des hydrocarbures liquides. Elle est limitée par suite de la condensation au
niveau des réservoirs et permet de :
Réduire cette condensation par le maintien de pression.
Maximiser l’extraction des hydrocarbures liquides en balayant les gaz humides.
Produire un potentiel optimal en condensât et GPL sans avoir recours au torchage des gaz
excédentaires, d’où une meilleure flexibilité d’exploitation des unités de traitement de gaz.
1.3.7. Principe de réinjections
Pour pouvoir réinjecter le gaz sec dans le gisement, il faut le porter à une pression suffisante
qui puisse vaincre la pression naturelle de gisement. Ceci revient à fournir une certaine anergie
au gaz à réinjecter en le comprimant à des pressions plus élevées. Ce transfert d’énergie est
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réalisé par des grands compresseurs, et entraînés par des turbines à gaz ou des moteurs d’une
haute puissance unitaire.
2. Le procédé de Désacidification du gaz naturel
2.1. LE BUT DE LA DESACIDIFICATION
Le but de la désacidification d’un gaz brut est d’extraire tout ou partie des gaz acides (CO2 et
/ou H2S) qu’il contient pour satisfaire des spécifications, qu’elles soient d’ordre commercial ou
de procédé.
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Gaz brut
Gaz naturel avec de l’H2S et/ou du CO2
Gaz désulfuré
Gaz naturel dont l’H2S et le CO2 ont été retiré
Gaz acide
Tout gaz qui mélangé à de l’eau forme un acide
Désacidification
Procédé dans lequel on retire le gaz acide du gaz brut
(ou alkanolamines), produit utilisé en absorption
chimique des gaz acides
Amines
Absorption (physique et/ou chimique)
L'absorption par opposition à adsorption consiste à
joindre la molécule absorbée à une autre ce qui entraîne
la disparition de cette dernière par transformation ou
modification chimique. Alors que dans l'adsorption, la
molécule adsorbée n'est pas dégradée et demeure dans
sa forme originelle, mais n'est plus en suspension dans
le solvant
Adsorption
L'adsorption, à ne pas confondre avec l'absorption, est un
phénomène de surface par lequel des molécules de gaz
ou de liquides se fixent sur les surfaces solides des
adsorbants selon divers processus plus ou moins
intenses.
Table 1: Quelques termes utilisés dans la désacidification
2.2. LA COMPOSITION DU GAZ
1.3.8. Le gaz brut : Le gaz naturel contient principalement :
14
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Le gaz naturel contient aussi des contaminants, parmi lesquels :
Le gaz carbonique ou CO2
est présent dans tous les gisements, mais en concentration très variable
est corrosif en présence d’eau
diminue le pouvoir calorifique du gaz naturel. II cristallise facilement dans les basses
températures
L’hydrogène sulfuré (H2S)
est extrêmement toxique et corrosif
certain gisement (Lacq en France) atteignent une teneur de 15 % volume
L’oxysulfure de carbone (COS) et le disulfure de carbone (CS2) :
leur présence est Née à une forte présence H2S dans un effluent gaz
Les impuretés dans le gaz brut doivent être enlevés pour atteindre les spécifications du gaz
commercial ou d’injection.
15
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1.3.9. Le gaz commercial
a. H2S
La teneur en H2S est en général de 1.5 à 4 ppm vol. maximum
Sa forte toxicité impose des traitements spécifiques permettant de diminuer sa teneur
en fonction des spécifications de transport ou commerciales.
Risques de toxicité et d’inflammation lors de la mise à I’atmosphère permanente ou
accidentelle
b. Soufre total et autres contaminants
Teneurs maximales en composés soufrés : de 50 à 150 mg/Sm3 maximum
Sont aussi considérés comme des impuretés, les composés soufrés qui sont les plus
gênant mais aussi I'oxygène, I'azote et même des atomes métalliques tels que le nickel
et le vanadium.
c. CO2
La teneur en CO2 est de 2 à 3 % molaire maximum
Le CO2 diminue le pouvoir calorifique du gaz naturel car il ne fournit pas de chaleur de
combustion.
II doit être éliminé quand le gaz doit être refroidi dans certains domaines de
température (cristallisation bouchages).
Ci-dessous exemple de spécifications de gaz commercial (butane et propane)
Figure 2.1: Exemple de spécifications de gaz commercial
16
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2.3. LE FONCTIONNEMENT DE LA DESACIDIFICATION
1.3.10. LES IMPURETES A ELI MINER
On distingue habituellement les quatre cas principaux suivants :
élimination du CO2,
élimination de l'H2S,
élimination de H2S + CO2,
Nous pouvons faire une première sélection des procédés en fonction de la pression partielle de
gaz acide dans le gaz brut et de la spécification du gaz traité.
La pression partielle d’un constituant d’un mélange gazeux est égale à la pression qu’il aurait
s’il remplissait seul le volume occupé
II existe différents procédés de désacidification en fonction de la présence de différentes
impuretés par exemple :
COS et CS2, donnent avec la MEA des composés non régénérates entraînant des pertes
de solvant, ce qui rend préférable dans ce cas le choix d'une amine secondaire comme la
DEA. COS et CS2, sont plus facilement éliminés par des solvants physiques (Sulfinol,
Selexol).
Seuls quelques procédés sont économiquement sélectifs envers H2S au détriment du
CO2. Pour des pressions partielles faibles ou moyennes, I'utilisation d'une amine comme
la MDEA est le meilleur choix. Pour des pressions plus élevées, le choix pourra se porter
vers des solvants physiques comme le Selexol
Certains procédés deviennent moins économiquement intéressants (investissements,
consommation d'énergie) pour des débits importants de gaz à traiter, comme les tamis
moléculaires.
Amine
17
COS
CS2
RSH
HCN
MEA
M
M
F
C
DGA
C/M
C/M
M
DEA
M
SNEA-DEA
M (*)
DIPA
MDEA
HC
Lourds
H20
NON
NON
F
NON
F
C
NON
NON
M/F
C
NON
NON
F
F
C
NON
NON
NON
NON
C
NON
NON
M
2013 /2014
Carbonate
CATACARB
C/M
C/M
NON
NON
NON
BENFIELD
C/M
C/M
F
F
NON
NON
GIAMMARCO-V
M
M
F
C
NON
NON
ALKACID
M
M
M
C
NON
NON
Table 2: Absorption des impuretés du gaz à traiter - solvants chimiques
COS
cs2
RSH
HCN
SELEXOL
C/M
C
C
C
PURISOL
C
C
C
RECTISOL
C
C
C
SULFINOL
C
C/M
HC
Lourds
H20
C/M
C
C/M
C
C
C/M
C
C
M/F
NON
Table 3: Absorption des impuretés du gaz à traiter - solvants physiques
COS
cs2
RSH
HCN
Tamis
moléculaires
C
C
C
C
Iron sponge
C
C
C
C
HC
Lourds
H20
C
Table 4: Absorption des impuretés du gaz à traiter - lit solide
C : Élimination presque complète
M : Élimination environ 50%
F : Élimination faible
1.3.11. L’ABSORPTION ET LA REGENERATION
II existe un grand nombre de procédés disponibles industriellement, chacun ayant un domaine
d'application spécifique.
Certains
procédés
deviennent
moins
économiquement
intéressants
(investissements,
consommation d'énergie) pour des débits importants de gaz à traiter, comme ceux utilisant les
tamis moléculaires.
En général, il est courant que plusieurs procédés puissent convenir à une application donnée :
18
2013 /2014
chimique
physique
chimique et physique
adsorption physique
fractionnement cryogénique (CO2 seulement)
Désacidification à l’amine
La désacidification à I’amine (DEA, MEA MDEA) est la plus utilisée dans le groupe Total. Les
amines les plus utilisées sont :
MDE (Monoéthanolamine) C2H7NO
DEA (Diéthanolamine) HN(CH2CH2OH)2
TEA / MDEA (Méthyldiéthanolamine) 3N(CH2CH2OH)2
DGA (Di-glycol-amine) C4H11NO2
Le process de désacidification du gaz brut dépend des principes suivants :
À une basse température et une haute pression, I’amine réagit avec I’H2S et
le
CO2 et absorbera facilement ces gaz
À une haute température et une basse pression, H2S et le C02 seront facilement
séparés de I’amine
L’unité de traitement à I’amine peut être divisée en deux parties :
partie absorption
partie régénération
Figure 2.2 : Schéma de principe de la désacidification à l’amine
19
2013 /2014
L’absorption
Pour enlever le gaz acide du gaz brut, celui-ci doit être au contact avec une solution d’amine.
Une solution d’amine est une solution alcaline qui attire et absorbe les gaz acides comme l’H2S
et le CO2.
Il y a une réaction chimique entre la solution d’amine (base faible) et le gaz acide (acide faible).
Ceci est appelé <procédé d’absorption>.
Ce procédé prend place dans une colonne appelée « contacteur » (ou absorbeur). Le gaz brut
entre en contact avec la solution d’amine le gaz acide est absorbé mais les hydrocarbones
restent dans le gaz
Quand le gaz désulfuré sort en tête de colonne il contient moins de 16 ppm (partie par million)
H2S et moins de 50 ppm de CO2. Mais ces concentrations dépendent surtout du type d’amine
utilisé.
L’amine qui sort en fond de colonne a absorbé du gaz acide (HS2 et CO2) elle est appelée « amine
riche ». L’amine riche doit être régénérée pour pouvoir de nouveau être utilisée.
Figure 2.3: Colonne d'absorption « contacteur »
La régénération
Enlever le gaz acide de l’amine riche est appelé « régénération ». L’opération se fait dans une
colonne appelée « régénérateur d’amine ». L’amine régénérée est appelée « amine pauvre »
On utilise généralement de la vapeur basse pression (4-5 bars) pour la régénération de la
solution riche dans la plupart des procédés, et en particulier, ceux utilisant des solutions
d'amine.
Quand l’utilisation de vapeur est impossible, la régénération peut se faire par four à chauffage
direst ou par fluide caloporteur (« hot oil »).
20
2013 /2014
Figure 2.4: Colonne de régénération
2.4. LES EQUIPEMENT UTILISE DANS LE PROCEDE DE LA DESACIDIFICATION A L’AMINE
Figure 2.5: Schéma de principe d’une unité de désacidification
1.3.12. Contacteur d’amine (colonne d’absorption)
Le but de contacteur d’amine est de désacidifier le gaz brut en utilisant une solution d’amine.
Le gaz acide est absorbé quand il y a contact avec la solution d’amine.
Le gaz brut passe d’abord dans des filtres qui retiennent les gouttelettes d’hydrocarbure et des
petites particules solides, qui peuvent causer des moussages (bulles) si ils ne sont pas retirés.
21
2013 /2014
La solution d’amine pauvre entre par le haut de la colonne. Dans la colonne elle descend et
rempli le plateau avant de descendre sur les plateaux suivant tout en se chargeant de gaz acide.
En s’écoulant sur les plateaux
l’amine s’enrichie avec le gaz
acide H2S +CO2
En remontant au travers de
l’amine le gaz brut s’appauvrit
en gaz acide
Comme la solution d’amine
descend la colonne et le gaz
remonte cette colonne, chaque
fluide doit passer entre les trous
de chaque plateau.
Ces fluides en opposition sont
appelés fluides à contre courant.
Le contre courant permet le
contact entre chaque fluide et
permet
l’absorption
du
gaz
acide par la solution d’amine.
Figure 2.6: Colonne d'absorption
Le gaz brut au contact de
l’amine se libère du gaz acide H2S
et CO2 et l’amine se charge en
gaz acide
La haute pression et la basse température dans la colonne
assurent que l’H2S et le CO2 soit absorbé par l’amine.
La circulation d’amine descend chaque plateau, elle absorbe
de plus en plus d’H2S et de CO2.
Figure 2.7: Principe de fonctionnement du contacteur d'amine
Quand l’amine arrive en fond de colonne elle est
pratiquement saturée en H2S et CO2 lesquels ont été absorbé
dans le gaz brut.
Cette amine saturée est appelée amine riche. Elle doit être
22
2013 /2014
régénérée avant d’être utilisé à nouveau.
Quand le gaz atteint le haut de la colonne d’absorption pratiquement tout le gaz acide a été
retiré. Le gaz en tête de colonne est composé principalement d’hydrocarbone.
Le gaz hydrocarbone qui contient peu ou pas de H2S et CO2 est appelé gaz épuré. Le gaz épuré
sortit du haut de la colonne continu vers le process pour du gaz commercial ou du gaz réinjecté
« surtout pour le offshore ».
La réaction chimique quand la solution d’amine absorbe l’H2S et le CO2 est une réaction «
exothermique » Ce qui veut dire produit de la chaleur. Donc la température de l’amine riche
dans le fond de la colonne est supérieure à la température de l’amine pauvre qui entre en tête
de colonne. La réaction exothermique dans la colonne d’absorption augmente donc la
température de la solution d’amine.
1.3.13. Ballon de flash
En passant à travers l’absorbeur, l’amine absorbe quelques hydrocarbures avec L’H2S et le
CO2. Les hydrocarbures se dissolvent facilement dans l’amine riche, et peuvent donc être
facilement séparés.
Le rôle du ballon de flash est de séparé ces hydrocarbures de l’amine riche. Dès que le flot
d’amine riche arrive dans le ballon de flash, sa pression et sa vitesse baisse.
Les gaz hydrocarbures sortent par le haut du ballon de flash. L’amine riche sort par le fond du
ballon de flash vers la colonne de régénération, ou l’H2S et le CO2 seront retirés.
1.3.14. Régénération d’amine : La fonction de la régénération d’amine est la suivante :
séparer l’H2S et le CO2 de I’amine riche
renvoyer de I’amine régénérée vers la colonne d’absorption via le bac de stockage
La colonne de régénération retransforme I’amine riche en amine pauvre en séparant I’hbS et le
CO2 de la solution d’amine. Ceci s’appelle « la régénération ».
Dans la colonne de régénération la pression est moins élevée que dans la colonne d’absorption
de même que la température est plus élevée. L’amine riche est régénérée à basse pression et
haute température ce qui favorise la séparation.
La solution d’amine riche rentre dans la colonne de régénération dans la partie haute de la
colonne.
Elle est réchauffée par les vapeurs qui cheminent au travers de la colonne.
Comme la température augmente l’amine riche libère de plus en plus de gaz acide (H2S et CO2).
Ce gaz acide sort par le haut de la colonne.
23
2013 /2014
Les vapeurs de DEA qui passe au travers de l’amine riche à
contre courant se charge en gaz acide (H2S et CO2) et l’amine
se libère du gaz acide
Figure 2.8 Principe de la régénération d'amine
1.3.15. Rebouilleurs
Rappel : de la chaleur apparaît quand l’amine absorbe l’H2S et le CO2 dans la colonne
d’absorption (réaction exothermique).
Dans la colonne de régénération la réaction est complètement à l’opposé (réaction
endothermique).
Le gaz acide et la solution d’amine se séparent facilement quand on leur apporte de la chaleur.
La réaction chimique absorbe la chaleur. La solution d’amine relâche le gaz acide à une
température de 100°C et au dessus.
Le rebouilleur est en liaison avec le fond de la colonne de régénération apportant de la chaleur
dans celle-ci. Une partie de l’amine pauvre passe au travers des rebouilleurs ou elle est chauffée
à une haute température. De l’eau de reflux est aussi vaporisée, c’est ce qui explique pour
beaucoup la puissance importante du rebouilleur qui, non seulement doit fournir la chaleur de
réaction d’absorption mais aussi la chaleur de vaporisation de cette eau.
Cette amine pauvre retourne dans la colonne sous forme de vapeur. Cette vapeur remonte la
colonne et se charge en H2S et CO2.
Elle se condense au fur et à mesure de sa
remontée sur les plateaux au contact de
l’amine plus froide. De l’eau de reflux se
condense aussi pendant cette remontée.
Figure 2.9: Principe du rebouilleur
24
2013 /2014
1.3.16. Condenseur de tête et ballon de reflux
Le gaz acide est entraîné en haut de la colonne par les vapeurs d’amine. Les vapeurs sont
refroidies dans le condenseur de tête. Les gaz acides sont séparés des condensats dans le ballon
de reflux.
Les condensats récupérés dans le ballon de reflux sont renvoyés dans le haut de la colonne. Ce
reflux froid condense les vapeurs d’amine chaude dans les vapeurs de gaz à l’intérieur de la
colonne. Ceci pour éviter les entraînements d’amine dans les effluents en tête de colonne (perte
d’amine).
Le gaz acide sort du ballon de reflux vers des unités de traitement soit pour être brûlé à la
torche.
1.3.17. Les échangeurs
Le schéma de principe ci-dessous représente un
échangeur pour lequel le fluide, qui passe côté tube,
pénètre dans la boîte de distribution par la tubulure
inférieure. Une plaque de séparation de passe force son
passage dans les tubes du faisceau.
Figure 2.10: Principe de l'échangeur
A l’autre extrémité du faisceau, le fluide est dirigé dans
les tubes au-dessus de la plaque de séparation de passe
avant de sortir par la tubulure supérieure de la boîte de
distribution.
1.3.18. Pompes de recirculation d’amine et réfrigérant
La solution d’amine pauvre circule depuis le fond de la colonne de régénération au travers des
pompes de recirculation. Le flux principal (env. 90% de la solution d’amine pauvre) retourne
dans la colonne d’absorption en passant par l’échangeur de tête
Le réfrigérant (échangeur de tête) réduit la température de l’amine avant son entrée dans la
colonne d’absorption.
1.3.19. Filtres d’amine
Les filtres nettoient l’amine pauvre avant de la renvoyer dans la colonne d’absorption. L’amine
chargée d’impuretés passe au travers d’un filtre à cartouche (filtrage des particules solidesgénératrices de moussage- > 50 microns) et d’un filtre à charbon actif (extraction des HC). Une
périodicité de réfection de la filtration est définie en fonction des analyses de l’amine.
Pour prévenir les moussages, une injection de produit à base de silicones est faite dans
l'absorbeur.
1.3.20. Reclaimer amine :(Seulement pour MEA avec eau non inhibé « formation de sels »)
Dans la solution d’amine qui circule dans le système des composés de sel se forment. Le «
reclaimer » d’amine retire ces indésirables composés de sel de la solution d’amine.
25
2013 /2014
L’amine « reclaimer » est du type rebouilleur (échangeur de chaleur). Il vaporise l’amine
solution, la chaleur ainsi appliquée renverse la réaction chimique qui cause la formation de ces
composés de sel.
Les impuretés chimiques ne peuvent pas bouillir. Elles sont collectées dans le fond du
reclaimer. Après un certain temps le reclaimer est mis hors service et les impuretés sont
enlevées.
Approximativement 10 % de la solution d’amine qui circule dans les filtres est recyclée ans le
reclaimer. Ce qui donne à peu près 1% du total du débit d’amine.
1.3.21. Appoint d’amine
Une partie de l’amine est perdue durant le process (entraînement dans le gaz, évaporation
etc…) et un appoint est nécessaire depuis le tank de stockage.
1.3.22. Appoint d’eau
Les pertes en eau sont permanentes. La vapeur d’eau sature le gaz traité, le gaz du ballon de
flash ainsi que le courant de gaz acides sortie régénérateur. Un appoint est donc aussi
primordial.
2.5. LES FONCTIONS DES DIFFERENTS EQUIPEMENTS
1.3.23. Filtre gaz brut entrée unité
Enlever les hydrocarbones liquides et les fines particules solides entraînées dans le gaz brut
(ceci pouvant entraîner des moussages de la solution d’amine dans le process)
1.3.24. Colonne contacteur amine (colonne absorption)
Mettre en contact I’amine pauvre (régénérée) avec le gaz brut
Tout le gaz acide doit être absorbé par la solution d’amine
Que le gaz en tête de colonne soit propre (moins de 16 ppm H2S)
1.3.25. Dispositif d’arrêt d’entraînement liquide
Empêcher les entraînements de liquide dans le gaz désulfuré en tête de colonne (Perte
d’amine)
1.3.26. Ballon de flash amine riche
Séparer les hydrocarbones et les vapeurs de
gaz brut de I’amine riche par une baisse de
pression et de vitesse de I’amine riche (flash - les
vapeurs se séparent et sortent par le haut du
ballon, I’amine riche sort par le fond du ballon).
Figure 2.11: Flash Drum
26
2013 /2014
1.3.27. Filtre d’amine
Enlever les impuretés de la solution d’amine pauvre. Ces impuretés peuvent provoquer des
moussages qui peuvent provoquer des damages sur les équipements. La solution est de passer
au travers d’un filtre mécanique et ensuite d’un filtre à carbone.
1.3.28. Filtre mécanique
Enlever les saletés et les autres parties solides de la solution d’amine
1.3.29. Colonne de régénération
Permettre la mise en contact de la solution d’amine riche avec les vapeurs
d’amine arrivant des rebouilleurs.
La vapeur d’amine :
augmente la température de I’amine riche
monte le gaz acide vers le sommet de la colonne. (le gaz acide chaud quitte la colonne
sous forme de vapeur)
1.3.30. Le condenseur de reflux et le ballon de reflux
Le gaz acide chaud en tête de colonne de régénération va dans le ballon de reflux en passant au
travers d’un condenseur de tête (condenseur de tête)
Les fluides sont séparées entre liquide et gaz dans ce ballon de reflux et sont renvoyés via une
pompe dans la colonne de régénération Le gaz acide sortie de colonne va vers un process
traitement de gaz acide ou vers la torche.
1.3.31. Rebouilleurs
Il apporte la chaleur nécessaire pour faire évaporer une partie de I’eau contenue dans la
solution d’amine. Cette vapeur est utilisée comme vapeur de stripping On utilise de la vapeur
basse pression (4-5 bars) pour la régénération de la solution riche dans la plupart des procédés,
et en particulier, ceux utilisant des solutions d'amine.
1.3.32. Régénérateur (reclaimer) d’amine Procédé à la ME A
II prend une petite quantité d’amine pauvre et la purifie en augmentant sa température.
Quand tout le liquide est changé en vapeur il retourne dans la colonne de régénération. Tous
les solides restent dans le ballon.
1.3.33. Pompe de recirculation d’amine pauvre
Elle véhicule I’amine pauvre du tank de stockage jusqu’à la colonne d’absorption
1.3.34. Aéroréfrigerant d’amine pauvre
Ils permettent de contrôler la température d’amine plus froide que la température du gaz brut
quand il entre dans la colonne d’absorption.
A cette température :
I’amine pauvre absorbe le gaz acide
les hydrocarbones ne sont pas condensés ou absorbés par la solution
Si I’amine est trop chaude elle n’absorbera pas le gaz acide
Si I’amine est trop froide elle absorbera les hydrocarbones
27
2013 /2014
2.6. LES EQUIPEMENTS DE SECURITE
1.3.35. Clapet de sécurité fond absorbeur
Toutes les colonnes d’absorption des unités de désulfuration en très haute pression (env. 70
bars) sont équipées d’un clapet à flotteur dont le rôle est d’obturer
la conduite de sortie de
fond .
1.3.36. LES ANALYSEURS
a. Détecteur H2S
Le détecteur d’H2S permet de déceler la présence anormale de gaz toxique. Plusieurs appareils
sont disposés à des endroits « sensibles » des unités de désulfuration, afin de prévenir la salle de
contrôle d’une éventuelle fuite d’H2S.
b. Explosimètre
Conçu pour mesurer et afficher des concentrations de gaz ou vapeurs combustibles sur une
échelle de 0 à 100% LIE ( Limite Inférieure d’Explosivité ).
c.
Le chromatographe VISTA 3100
Le chromatographe analyse le gaz acide riche. Ceci afin de régler l’unité de manière à obtenir
une concentration en H2S de 75%.
d. Le sulfurimètre
Mesure continue, rapide et précise, de la teneur en H2S de la DEA ou MDEA après
régénération.
e.
Le Monocolor
Le monocolor est employé, pour contrôler la quantité d’H2S dans le gaz désulfuré avant le
lavage à la soude et après le lavage à la soude.
f.
Analyseur de CO2
Mesure en continu la teneur en CO2 dans le gaz lavé avant le lavage à la soude.
g. Le PH mètre
Un PH mètre à la sortie eaux de réfrigération des échangeurs mesure le PH et permet de
détecter une fuite dans les réfrigérants
2.7. LOCALISATION DE LA PEOCEDE DE DESACIDIFICATION
L’unité de désacidification se situe dans la partie traitement gaz. Comme nous avons pu le voir
précédemment, le rôle d’une unité de désulfuration sert à extraire tout ou partie des gaz acides
(CO2 et /ou H2S) qu’il contient pour satisfaire des specifications, qu’elles soient d’ordre
commercial ou de procédé.
Si cette fonction s’arrête il est facilement compréhensible que cela va engendrer de sérieux
problèmes en ce qui concerne la qualité des spécifications du gaz délivré en aval de l’unité.
L’installation d’une unité de secours en parallèlle n’étant pas envisageable (coût,
encombrement), on peut donc dire que ce type d’unité est à haute criticité pour le process.
28
2013 /2014
Figure 2.12: Localisation de la désacidification dans le process
2.8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT
1.3.37. NORMAL OPERATING
a. Importance des paramètres d’une unité de désacidification
Les paramètres de fonctionnement d’une unité de désulfuration en normal operating sont
contrôlés par les équipements de régulation de chaque équipement.
L’exploitation des différents équipements de I’unité consiste à leur faire assurer le plus
longtemps possible un fonctionnement aux paramètres désirés.
Les paramètres de désulfuration, pression, température et niveau permettent de satisfaire à la
spécification de teneur en H2S / CO2.
La pression
La pression de désulfuration dans I’absorbeur est dépendante de la pression du gaz à traiter.
Les pressions du ballon de flash, de la colonne de régénération et du rebouilleur ont été fixées
par le procédé, c’est un paramètre d’optimisation de la régénération.
La température : C’est aussi un paramètre essentiel au fonctionnement.
Le niveau : Lui seul garanti le temps de séjour des liquides.
Avec une unité en service normal les contrôles suivants devraient être faits.
Observer les variations de niveau, de pression, de température et des instruments de
contrôle de flux pour voir si ces derniers contrôlent bien dans les gammes désirables
appropriées.
Le diaphragme de positionnement des vannes de contrôle doit fonctionner.
Pour cela I’opérateur, en liaison avec la salle de contrôle, et selon les possibilités du
29
2013 /2014
site, devra de temps en temps, s’assurer en effectuant une manoeuvre d’ouverture ou de
fermeture complète sans restriction.
Les niveaux à vue devront être drainés et nettoyés de temps en temps pour les lectures
fausses.
Paramètres typiques d’une unité de désulfuration :
Absorbeur : Pression du gaz à traiter
Ballon de flash : entre 5 et 15 bar
Colonne de régénération : entre 1.5 et 1.8 bar
Rebouilleur : entre 115 et 130 deg C
1.3.38. SECU OPERATING
a. Alarmes et sécurités
Deux niveaux de protection sont assurés par des capteurs différents
Les capteurs et vannes assurant une fonction sécurité sont distincts des organes de contrôle du
procédé
Les vannes pour I’arrêt sont distinctes
Les systèmes de sécurité peuvent être testés sans arrêt de production
II existe un système de protection pour les surpressions / dépressions
Le système de décompression est connecté à la torche ou à un évent
2.9. CONDUITE DE LA DESACIDIFICATION
1.4.1. DEMARRAGE DE L’UNITE
Avant I’ouverture des puits et la mise en service de la séparation, I’unité de désacidification
doit être en service.
La procédure de démarrage de cette unité sur chaque site fait I’objet d’une procédure
OPERGUID particulière (format d’écriture des procédures)
Pour la mise en circulation de la solution d’amine I’opérateur est en charge :
Du contrôle de la mise en disponibilité de I’installation.
Du contrôle visuel de toutes les vannes manuelles
Du contrôle de la position en auto des vannes automatiques
Du line-up du circuit d’amine :
de la colonne absorption
ballon de flash
colonne de régénération
rebouilleur
retour sur le bac de stockage
La même opération doit être effectuée sur les différents réseaux de gaz .
Une fois que le line-up est effectué, la circulation de I’amine peut être lancée vers I’absorbeur
par la pompe de charge. Dès que le niveau est correct la circulation d’amine se poursuit au
travers du ballon de flash, vers la colonne de régénération et le tank de stockage
Lors que la circulation est effective on pourra mettre en service les rebouilleurs pour pouvoir
atteindre une température de fond de colonne. A partir de cet état, et dès que la chaîne de
séparation est démarrée, on peut alors ouvrir les vannes de gaz sur I’entrée et sur la sortie de
I’unité (il est souvent recommandé de torcher le gaz en sortie d’unité tant que la/les
spécification(s) n’est pas atteinte).
30
2013 /2014
Points clés
Mise sous pression de I’unité de désacidification avant la mise en circulation :
pour ce faire, regonfler I’unité soit depuis le pipe expédition, soit celui d’injection
ou le gisement
L’injection des produits chimiques (rappel : le silicone -Si-O- évite les moussages lors de
I’absorption du gaz brut par la solution d’amine).
1.4.2. MISE A DISPOSITION
Suivant les différentes mises à dispositions nécessaires de l’unité, il ne faut jamais oublier que
le gaz acide est très nocif.
Rappel :
Lorsqu’il est présent à de fortes concentrations, l’Hydrogène Sulfuré (H2S) paralyse les nerfs
olfactifs, ce qui le rend indétectable et d’autant plus dangereux.
L’H2S peut ainsi être à l’origine de graves troubles oculaires, respiratoires, voire cérébraux. Une
exposition de courte durée à de fortes concentrations d’H2S (de l’ordre de 500 à 1000 ppm)
entraîne rapidement une paralysie respiratoire pouvant conduire à la mort.
Effets néfastes
sur la santé
Table 5: Les effets de l’H2S
31
2013 /2014
SEUIL OLFACTIF
ODEUR FORTE
Exposition
IRRITATION OCULAIRE
TROUBLES OCULAIRES GRAVES
PERTE DE L’ODORAT
TROUBLES RESPIRATOIRES GRAVES - DANGER MORTEL
TROUBLES GRAVES DU SYSTEME NERVEUX CENTRAL, PARALYSIE RESPIRATOIRE=
MORT IMMEDIATE
2.10. LA CORROSION
1.4.3. L’origine de la corrosion dans les unités de désacidification
Le matériel utilisé dans les unités de désulfuration (colonnes de régénération, vannes
automatiques, tuyauteries, etc.) subit des détériorations souvent très importantes provoquées
par des agents corrosifs présents dans le gaz brut (H2S, CO2, mercaptans, etc.).
En outre, d’autres facteurs concourent à activer la corrosion sur les unités :
augmentation de la concentration de la solution d’amine (>400 g/l) ;
introduction accidentelle à la suite d’arrêt d’unités, d’eau non traitée (eau incendie) contenant
des sels acides et minéraux,
formation (à la suite du vieillissement de la solution) d’acides aminés contenus dans les résidus
de MDEA ;
« Battage » des tubes dans les échangeurs, les rebouilleurs, à-coups de fonctionnement, élévation
des températures (principal facteur d’accélération de la corrosion).
La corrosion est activée et complétée dans les unités de désulfuration par I’érosion due à une
vitesse excessive du fluide dans les tuyauteries et les vannes automatiques dans lesquelles se
produit une détente importante (fond absorbeur, fond ballon de flash).
1.4.4. Points sensibles à la corrosion
C’est sur le matériel exposé à la circulation de MDEA chaude que Ton trouve les plus graves
atteintes de la corrosion.
fond absorbeur, vanne de détente, (érosion/corrosion) ;
vanne automatique (formation de calcite/corrosion) ;
échangeurs amine/amine (des faisceaux et des vannes inox doivent être montés) ;
rebouilleurs (faisceaux et calandre) ;
colonnes de régénération (partie supérieure) ;
lignes de circulation
1.4.5. Moyens pour combattre la corrosion
Éliminer la corrosion électrochimique par des protections cathodiques.
Contrôler le bon état des protections installées.
Veiller à ce que les tresses soient remises en place lors des travaux sur les échangeurs.
Éviter I’introduction d’air dans la MDEA :
au stockage ;
en utilisant uniquement I’eau déminéralisée pour la dilution pendant la réfection des
filtres.
32
2013 /2014
Maintenir la température d’entrée MDEA dans I’absorbeur à une valeur raisonnable,
compatible avec la fréquence des engorgements
Faire fonctionner les colonnes de régénération à une pression la plus basse
possible.
Maintenir une teneur H2S dans la DEA régénéré < 1,2 g/l tout en conservant un
taux de rebouillage qui ne soit pas excessif.
Maintenir la concentration de I’amine > 380g/l.
2.11.
TROUBLESHOOTING
SI, POURQUOI ? ALORS !
1.4.6. ENGORGEMENT COLONNE D’ABSORPTION
Si la différentielle de pression (différence de pression entre le haut et le bas de la colonne)
augmente on peut penser que l’on a un début d’engorgement.
Ce qui signifie que le niveau d’amine sur les plateaux de la colonne augmente.
Pour remédier à ce problème il faut contrôler l’injection de silicone et peut être l’augmenter.
33
2013 /2014

désacidification du gaz naturel

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