Traitement De Gaz 486e1f

TECHNIQUE DE TRAITEMENT DE GAZ

1. Traitement de gaz : Le traitement du gaz naturel consiste à séparer les constituants présents à la sortie du puits tel que l’eau, le 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. Il est généralement préférable de ne réaliser sur le site de production que les traitements qui rendent le gaz transportable. 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 associer ou à condensât d’eau libre), et l’étape de traitement qui suit dépend du mode de transport adopté Le gaz naturel peu être transporté sous forme : 

Gaz naturel comprimé (transport par gazoduc).



Gaz du pétrole liquéfié (GPL).



Gaz naturel liquéfié (GNL).

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 mois partiellement : 

L’hydrogène sulfuré H2S : toxique et corrosif.



Le dioxyde de carbone CO2 : corrosif et de valeur thermique nulle.



Le mercure : corrosif dans certain cas.



L’eau conduisant à la formation d’hydrates.



Les hydrocarbures qui se condensant dans les réseaux de transport.



L’azote : de valeur thermique nulle.

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).

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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 rétrogradée. 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. Compte tenu 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. Lorsqu’il apparaît avantageux de valoriser cette fraction liquide séparément, dans certains cas particuliers une séparation d’azote peut être nécessaire et une récupération d’hélium est envisageable, si le gaz naturel en contient. [1]

2. Les procédés de traitement de gaz : Les procèdes de traitement de gaz sont multiples et le choix de type de traitement se basse sur les critères suivants : 

La Quantité de l’effluent brut.



Taux de récupération d’hydrocarbures liquides visé.



Spécification des produits finis.



Coût global des investissements.

2.1. Procède PRICHARD : Il est basé sur le refroidissement du gaz par échange thermique et par Détente avec utilisation d’une boucle de propane comme système réfrigèrent, pour atteindre en fin du cycle des températures voisines de –23°C. 2.2. Procédé HUDSON : Il est basé sur le refroidissement du gaz par échange thermique et par une série de détentes complétées d’une détente à travers une machine appelée Turbo-Expander, qui permet d’atteindre un niveau de température de moins de 40°C. 36

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Le procédé Hudson est plus performant, il permet une meilleure récupération des hydrocarbures liquides. 2.3. Procèdes mixtes : C’est le procédé utilisé dans le complexe de traitement de gaz d’Alrar. Ils sont les plus performants, car ils utilisent le Turbo-Expender, la vanne Joule Thomson et la Boucle de propane, ou on atteint les (–65°C). Les procédés mixtes sont plus performants, car ils permettent 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.

3. Les étapes de traitement de gaz naturel : Tous Les procédés de traitement de gaz basent sur quatre étapes essentielles : 3.1. Elimination de l’eau : L’eau libre contenue dans la charge est éliminée par décantation au niveau du premier ballon de séparation après un refroidissement à travers des aéroréfrigérants. L’eau de saturation des hydrocarbures est éliminée par déshydratation. 3.2. Extraction des hydrocarbures liquides : Elle se fait par un abaissement progressif de la température du gaz brut, suivant les procédés cités, obtenant ainsi un gaz très sec répondant aux spécifications commerciales. 3.3. La stabilisation et le fractionnement : Cette section de la chaîne permet le traitement des hydrocarbures liquides extraits de l’effluent, en deux phases et par distillation. 3.3.1. La stabilisation : Elle 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. 3.3.2. Le fractionnement : Il consiste à séparer les hydrocarbures liquides stabilisés en condensât et GPL.

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3.4. Recompression des gaz moyenne pression : Les gaz des séparateurs à moyenne pression ont les mêmes qualités que le gaz sec produit, pour cela ils sont récupérés puis recomprimés avant d’être mélangés au gaz sec. Leur récupération permet d’éviter le torchage du gaz.

4. Techniques de réinjections de gaz : 4.1. Objectif de la réinjections : 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. 4.2. 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 énergie au gaz à réinjecter en le comprimant à 350 bars. Ce transfert d’énergie est réalisé par des compresseurs centrifuges entraînés par des turbines à gaz d’une puissante. Cette compression est réalisée en deux étapes : 

Compression du gaz sec à 150 bars, par des compresseurs à basses pressions avec refroidissement à travers des aéroréfrigérants et séparation dans des ballons pour éventuelle récupération des liquides.

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Compression du gaz à 350 bars par des compresseurs de hautes pressions avec refroidissement final à travers des aéroréfrigérants avant son acheminement vers les puits injecteurs.

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