Traitement du gaz naturel – pas seulement du séchage

Plus de gisements «doux» que «acides»Produit naturel, le gaz naturel s'est formé sur plusieursmillions d'années et a migré en partie vers les gisementsactuels: dans les couches poreuses sous un recouvrementétanche, le gaz s’y trouve sous haute pression, souvent encompagnie d'eau. Quelque trois quarts de ces gisementscontiennent uniquement du gaz naturel, un quart environsont des gisements de pétrole associant du gaz. Relative-ment peu d’entre eux sont «acides», autrement dit le gaznaturel contient jusqu'à 35 % d'hydrogène sulfuré et dedioxyde de carbone – à l'instar de nombreux gisementsen Allemagne ou du seul gisement – contrairement à tousles pronostics – encore exploité en France à Lacq au pieddes Pyrénées. La plupart des gisements de gaz naturelsont «doux», ils ne contiennent donc pas du tout desoufre.Outre du méthane et de l'eau, etc., le gaz extrait contientle plus souvent aussi des hydrocarbures: éthane, propane,butane, pentane, etc. ou de l'azote N2 non lié organique-ment. Ainsi, le plus grand gisement de gaz natureld'Europe Slochteren à Groningue NL, contient 14% deN2, ce qui en fait un gaz naturel de la famille L (Low) avecun pouvoir calorifique supérieur d'env. 10,5 kWh/m3. Lesgisements d'importance pour la Suisse, Drente (NL), merdu Nord, Russie, Algérie, contiennent environ 0,8 – 2,5%de N2 mais par contre une part de méthane supérieure(85 – 95%). Ils font partie de la famille des gaz naturels H(High) avec un pouvoir calorifique supérieur de plus de 13kWh/m3.Pour garantir des décennies durant les pouvoirs calori-fiques contractuels ainsi que l'indice de Wobbe (chargedu brûleur) important pour le fonctionnement des appa-reils à gaz, la part de méthane dans le gaz doit rester àpeu près constante. En cas de variations, on ajoute ousépare des hydrocarbures gazeux selon le besoin pourrégler les propriétés de combustion.

Désulfuration par lavageToute nouvelle opération de traitement de gaz naturelsacides doit être précédée de l'élimination des élémentsacides tels que l'hydrogène sulfuré, le sulfure de carboneCS2 et/ou l'oxysulfure de carbone (COS), pour prévenirl’obstruction ou la corrosion d'équipements. Pour cefaire, on utilise des processus d'épuration physico-chimiques complexes, en principe un lavage du gaz avecdes agents contenant du dioxyde de tétrahydrothiophèneet du diisopropanolamine ou des solvants organiquescomme le méthanol. Les installations comprennent des

tours de lavage dans lesquelles le gaz à haute pressioncircule à température ambiante de bas en haut. La tourde lavage comporte environ 20 plateaux pourvus d'ouver-tures de passage à cloches obligeant le gaz à traverserl’agent de nettoyage. Ainsi, la teneur en soufre et en COSdu gaz naturel peut être réduite jusqu'à environ 1 ppm –pratiquement négligeable! Alors que le soufre est condi-tionné pour l'industrie, par ex. sous la forme de pellets, lelavage produit du COS propre qui peut être transformé enurée utilisée par ex. pour la réduction du NOx dans lescatalyseurs SCR installés dans des centrales chaleur-forceà moteur à gaz à mélange maigre ou diesel. Les agentssont régénérés en continu.

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

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Réservoird’eau-production

Vanne antifeu

Séparateurgaz/eau

Colonne deséchage

Régénération

Glycol Vente

Mât d’antenne

Perforations

Sole

Schéma d'une installation de séchage de gaz naturel

et la rouille endommageraient les conduites en acier et larobinetterie. C'est pourquoi le gaz naturel est toujoursséché. Cela se fait en deux étapes: des séparateurs ditsd'eau en excédent ou séparateurs à haute pressionextraient la majeure partie de l'eau du gisement, leshydrocarbures et les substances solides. Mais le gaznaturel n'est toutefois pas assez sec.C'est pourquoi on utilise souvent en aval du séparateur àhaute pression la séparation dite «Low TemperatureSeparation» LTS. Celle-ci est basée sur l'effet Joule-Thompson – propre à tous les gaz de se refroidir parréduction de pression. Pour ce faire, il faut une chute depression suffisante permettant d'obtenir un refroidisse-ment à environ –32°C. Si ce n'est pas le cas, par ex. àSlochteren où le gaz naturel sort de la tête de puits à

Information de baseEditeur: Association Suisse de l’Industrie Gazière ASIG

250 – 280 bar et 80°C, la réduction à 74 bar (injectiondans la conduite de transport) produirait une températurefinale d'encore environ 35°C, le gaz doit être prérefroididans un refroidisseur à air. Dans d'autres gisements, où legaz sort du puits avec une pression allant jusqu'à 650 bar– un prérefroidissement est superflu. Selon la températu-re il faut plutôt préchauffer. La réduction de pressionrefroidit le gaz naturel jusqu'à condensation totale del'eau, des hydrocarbures lourds et du mercure entraîné,éventuellement présent en profondeur. Pour l'injectiondans la conduite de transport la pression résiduelle estsuffisante. Puis suit ou alternativement à la LTS un séchage absorptifau glycol – pas avec du glycol ordinaire, mais le plus sou-vent avec du triéthylène glycol (TEG). Le glycol attirel'eau. Ainsi, l'humidité peut être soutirée du gaz dans desinstallations de séparation de matières sous la forme detours de réaction hautes allant jusqu'à 20 m. Celles-cifonctionnent à l'image des installations de désulfuration –avec des «plateaux à cloches» que traverse le gaz et quis'y mélange avec le TEG. Ces «plateaux à cloches» sontpeu à peu remplacés depuis dix ans par des éléments degarnissage alvéolés dont le volume est sensiblementmoindre. Dans la vapeur ou le mélange vaporisé produit,le glycol absorbe l'humidité et se condense aux pointsprévus pour être évacué vers le recyclage. Dans les gisements présentant des débits de gaz plusfaibles, le séchage s'opère par adsorption à l'aide de des-sicateurs à grande surface spécifique comme le silicagelou l'alugel; ceux-ci absorbent 20 – 30% d'eau par leursurface poreuse d'environ 600 m2/g selon la température.Ou bien on utilise des tamis moléculaires comme la zéo-lithe (Ca-Al-silicates) ayant une surface poreuse d'environ1000 m2/g. Le séchage s'opère par un fonctionnementalterné d’absorption et de régénération par chauffage à150 – 300°C des billes de gel ou de zéolithe saturéesd'eau. Mais la consommation d'énergie étant élevée, ce processus est appelé à disparaître. Une solution derechange est disponible.

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

la séparation de gaz. Le gaz passe les phases suivantes:côté pression de la membrane, dissolution sur le polymèremoléculaire, traversée d'une matrice polymère, et désorp-tion sur l'envers de la membrane; en fonction de la tâchede séparation il y a le choix entre plusieurs types etformes différents de matériaux de membrane. Dans lespremières applications on a atteint des baisses du point

Volume critique (cm3/mol)

Coef

ficie

nt d

e di

ffus

ion

(E-0

6 cm

2 /s)

Coef

ficie

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e so

lubi

lité

50 100 150 200 250 300 350

20.00

15.00

10.00

5.00

0.00

70

60

50

40

30

20

10

0

Azo

te

Oxy

gène

Etha

ne

Prop

ane

Buta

ne

Pent

ane

Mét

hane

[cm

N3 /

(cm

3 Pol

ymèr

eba

r)]

Filtre fin Module-membrane

Dessiccateur

Gaz à vendre

Résidu

Affluent du4ème étage decompression

Condensat

Filtrat vers le1er étage de compression

Gaz de régénération

PC

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

Schéma de fonctionnement d'un équipementmembranaire

Comportement en solubilité et diffusions dansle silicone

Eau EauMercure

Glycol Glycol Eau-GlycolCondensat de gaz

Mercure

Gaz purifiéTête de puits

Séparateurd’eauen excétant

Réchauffeur

Vanne dedétente principale

Refroidisseur

Préséparateur

Echangeurdechaleur

Détendeur (Joule Thomson)

Séparateurà bassetempérature

Mesure de débit

150-500 bar

5-100°C

105 bar

25 °C

70 bar

-32 °C

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

de rosée de plus de 30 K pour les hydrocarbures et deplus de 25 K pour l'eau, ce qui d'ailleurs exige unepréséparation minutieuse du liquide. Avec une membraneen acétate de cellulose on a atteint, pour une pression dugaz brut de 60 bar déjà, des baisses du point de rosée del'eau de 40 K. Pour le moment, les équipements membra-naires sont encore bien chers, et de plus on manque d'ex-périence avec les grands débits de gaz brut. Vu que lesEtats-Unis ont à eux seuls plus de 30 000 installations deséchage au glycol en service, il ne fait guère de doute quele marché est mûr pour une fabrication de série avecréduction adéquate du prix de la technologie des mem-branes.