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Le traitement du gaz naturel regroupe un ensemble de procédés industriels visant à purifier le gaz naturel brut en éliminant les contaminants tels que les matières solides, l'eau , le dioxyde de carbone ( CO₂ ), le sulfure d'hydrogène (H₂S ) , le mercure et les hydrocarbures de masse moléculaire élevée ( condensat ) afin de produire du gaz naturel sec de qualité pipeline destiné à la distribution par pipeline et à l'utilisation finale . Certaines substances contaminant le gaz naturel ont une valeur économique et sont alors transformées ou vendues. Les hydrocarbures liquides dans les conditions ambiantes de température et de pression (par exemple, le pentane et les hydrocarbures plus lourds) sont appelés condensat de gaz naturel (parfois également appelé essence naturelle ou simplement condensat ).
Le gaz naturel brut provient principalement de trois types de puits : les puits de pétrole brut , les puits de gaz et Le pétrole brut et le gaz naturel sont souvent présents ensemble dans le même gisement. Le gaz naturel produit dans les puits contenant du pétrole brut est généralement classé comme gaz associé dissous, car il était associé au pétrole brut ou dissous dans celui-ci . La production de gaz naturel non associé au pétrole brut est classée comme « non associé ». En 2009, 89 % de la production de gaz naturel à la tête de puits aux États-Unis était du gaz non associé. Les puits de gaz non associé produisant un gaz sec (exprimé en condensats et en eau) peuvent acheminer ce gaz directement vers un gazoduc ou une usine de traitement du gaz sans aucun processus de séparation, permettant ainsi une utilisation immédiate .
Le traitement du gaz naturel commence soit sous terre, soit à la tête de puits. Dans un puits de pétrole brut, le traitement du gaz naturel débute lorsque le fluide perd de la pression et s'écoule à travers les roches réservoirs jusqu'à atteindre la colonne de production. Dans d'autres puits, le traitement commence à la tête de puits, où la composition du gaz naturel est extraite en fonction du type, de la profondeur et de l'emplacement du gisement souterrain, ainsi que de la géologie de la zone.
Le gaz naturel relativement exempt de sulfure d'hydrogène est appelé gaz doux ; le gaz naturel contenant des niveaux élevés de sulfure d'hydrogène est appelé gaz acide ; le gaz naturel, ou tout autre mélange gazeux, contenant des quantités importantes de sulfure d'hydrogène, de dioxyde de carbone ou de gaz acides similaires, est appelé gaz acide .
Types de puits de gaz naturel brut
- Puits de pétrole brut : Le gaz naturel provenant des puits de pétrole brut est généralement appelé gaz associé . Ce gaz peut se présenter sous forme de couche distincte au-dessus du pétrole brut dans le réservoir souterrain ou être dissous dans le pétrole brut, puis se libérer lorsque la pression diminue pendant la production. Le condensat produit par les puits de pétrole est souvent appelé condensat de location .
- Puits de gaz sec : Ces puits produisent généralement uniquement du gaz naturel brut ne contenant pas de condensat et avec peu ou pas de pétrole brut ; on parle alors de gaz non associé . Le condensat issu du gaz sec est extrait dans les usines de traitement du gaz et est souvent appelé condensat d’usine .
- Puits à condensat : Ces puits produisent généralement du gaz naturel brut ainsi que des liquides de gaz naturel, avec peu ou pas de pétrole brut ; on les appelle gaz non associé . Ce gaz naturel brut est souvent désigné sous le terme de gaz humide .
- Puits de charbon : Ces puits produisent généralement du gaz naturel brut à partir de gisements de méthane présents dans les pores des veines de charbon, souvent sous forme souterraine et plus concentrée par adsorption à la surface du charbon. Ce gaz est appelé gaz de charbon ou méthane de houille ( gaz de charbon en Australie). Le gaz de charbon est devenu une source d'énergie importante ces dernières décennies.
Contaminants présents dans le gaz naturel brut
Le gaz naturel devrait :
- Veillez à ce qu'il soit exempt de particules solides et d'eau liquide afin de prévenir l'érosion, la corrosion ou tout autre dommage au pipeline.
- Le gaz doit être suffisamment déshydraté pour éviter la formation d'hydrates de méthane dans l'usine de traitement ou ultérieurement dans le gazoduc de transport. Aux États-Unis, la teneur en eau du gaz ne doit généralement pas dépasser sept livres par million de pieds cubes standard . Au Royaume-Uni, cette teneur est définie comme étant inférieure à -10 °C à 85 barg pour l'entrée sur le marché NTS.
- Ne doivent contenir que des traces de composants tels que le sulfure d'hydrogène, le dioxyde de carbone, les mercaptans et l'azote. La spécification la plus courante pour la teneur en sulfure d'hydrogène est de 0,25 grain H₂S par 100 pieds cubes de gaz, soit environ 4 ppm. Les spécifications pour le CO₂ limitent généralement la teneur à 2 ou 3 % maximum. Au Royaume-Uni, pour être admis au NTS, le sulfure d'hydrogène doit être inférieur ou égal à 5 mg/m³ , le soufre total inférieur ou égal à 50 mg/m³ , le dioxyde de carbone inférieur ou égal à 2,0 % (molaire) et l'azote inférieur ou égal à 5,0 % (molaire).
- Maintenir la teneur en mercure en dessous du seuil de détection (environ 0,001 ppb en volume) principalement pour éviter d'endommager les équipements de l'usine de traitement du gaz ou du réseau de transport par pipeline en raison de l'amalgamation du mercure et de la fragilisation de l'aluminium et d'autres métaux.
Description d'une usine de traitement du gaz naturel
Il existe différentes configurations possibles pour les procédés unitaires de traitement du gaz naturel brut. Le schéma de procédé ci-dessous présente une configuration typique et généralisée pour le traitement du gaz naturel brut provenant de puits de gaz non associé. Il illustre la transformation du gaz naturel brut en gaz commercial acheminé par pipeline vers les marchés des utilisateurs finaux. et en divers sous-produits.
- Condensat de gaz naturel
- Soufre
- Éthane
- Liquides de gaz naturel (LGN) : propane, butanes et C 5 + (terme couramment utilisé pour les pentanes et les hydrocarbures de poids moléculaire plus élevé)
Le gaz naturel brut est généralement collecté à partir d'un groupe de puits adjacents et est d'abord traité dans des séparateurs au point de collecte afin d'éliminer l'eau liquide libre et le condensat de gaz naturel . Le condensat est ensuite généralement transporté vers une raffinerie de pétrole et l'eau est traitée et rejetée comme eau usée.
Le gaz brut est ensuite acheminé par canalisation vers une usine de traitement où la première étape de purification consiste généralement à éliminer les gaz acides (sulfure d'hydrogène et dioxyde de carbone). Plusieurs procédés existent à cet effet, comme illustré dans le schéma, mais le traitement aux amines était traditionnellement utilisé. Cependant, en raison des limitations de performance et des contraintes environnementales de ce procédé, une technologie plus récente, basée sur l'utilisation de membranes polymères pour séparer le dioxyde de carbone et le sulfure d'hydrogène du flux de gaz naturel, est de plus en plus répandue. L'intérêt des membranes réside dans l'absence de consommation de réactifs.
Les gaz acides, s'ils sont présents, sont éliminés par traitement membranaire ou aux amines, puis acheminés vers une unité de récupération du soufre. Cette unité convertit le sulfure d'hydrogène contenu dans les gaz acides en soufre élémentaire ou en acide sulfurique. Parmi les procédés disponibles pour ces conversions, le procédé Claus est de loin le plus connu pour la récupération du soufre élémentaire, tandis que le procédé de contact classique et le procédé WSA ( procédé à l'acide sulfurique humide ) sont les technologies les plus utilisées pour la récupération de l'acide sulfurique . De plus petites quantités de gaz acides peuvent être éliminées par torchage.
Le gaz résiduel issu du procédé Claus est communément appelé gaz de queue. Ce gaz est ensuite traité dans une unité de traitement des gaz de queue (UTG) afin de récupérer et de recycler les composés soufrés résiduels dans l'unité Claus. Comme illustré dans le schéma de procédé, plusieurs procédés permettent de traiter le gaz de queue de l'unité Claus. À cet égard, le procédé WSA est particulièrement adapté, car il peut fonctionner de manière autothermique sur les gaz de queue.
L'étape suivante dans l'usine de traitement du gaz consiste à éliminer la vapeur d'eau du gaz par absorption régénérable dans du triéthylène glycol liquide (TEG) , communément appelée déshydratation au glycol , par dessiccation à base de chlorure déliquescent, ou par adsorption modulée en pression (PSA), un procédé d'adsorption régénérable utilisant un adsorbant solide . D'autres procédés plus récents, comme l'utilisation de membranes, peuvent également être envisagés.
Le mercure est ensuite éliminé par des procédés d'adsorption (comme indiqué dans le schéma de flux) tels que le charbon actif ou les tamis moléculaires régénérables .
Bien que peu fréquent, l'azote est parfois éliminé et rejeté en utilisant l'un des trois procédés indiqués sur le schéma de procédé :
- Procédé cryogénique ( unité de rejet d'azote ), utilisant la distillation à basse température . Ce procédé peut être modifié pour récupérer également l'hélium, si nécessaire (voir aussi gaz industriels ).
- Procédé d'absorption, utilisant de l'huile maigre ou un solvant spécial comme absorbant.
- Procédé d'adsorption utilisant du charbon actif ou des tamis moléculaires comme adsorbant. Ce procédé présente une applicabilité limitée car il entraînerait une perte de butanes et d'hydrocarbures plus lourds.
train de fractionnement NGL
Le procédé de fractionnement des LGN traite les gaz résiduaires issus des séparateurs d'un terminal pétrolier ou la fraction de tête d'une colonne de distillation de pétrole brut dans une raffinerie . Le fractionnement vise à produire des produits utiles, notamment du gaz naturel distribuable aux consommateurs industriels et domestiques ; des gaz de pétrole liquéfiés (propane et butane) destinés à la vente ; et de l' essence pour le mélange de carburants liquides. Le flux de LGN récupéré est traité dans une chaîne de fractionnement composée d'un maximum de cinq tours de distillation en série : un déméthaniseur , un dééthaniseur , un dépropaniseur, un débutaniseur et un séparateur de butane . Cette chaîne utilise généralement un procédé de distillation cryogénique à basse température impliquant la détente du LGN récupéré dans un turbo-détendeur, suivie d'une distillation dans une colonne de fractionnement déméthanisante . Certaines usines de traitement de gaz utilisent un procédé d'absorption d'huile pauvre plutôt que le procédé de turbo-détendeur cryogénique.
L'alimentation gazeuse de l'unité de fractionnement de LGN est généralement comprimée à environ 60 bar et 37 °C. L'alimentation est refroidie à -22 °C par échange avec le produit de tête du déméthaniseur et par un système de réfrigération, puis divisée en trois flux :
- Le liquide condensé passe par une vanne Joule-Thomson réduisant la pression à 20 bars et entre dans le déméthaniseur comme alimentation inférieure à -44,7 °C.
- Une partie de la vapeur est acheminée à travers un turbo-détendeur et entre dans le déméthaniseur comme alimentation supérieure à -64 °C.
- La vapeur restante est refroidie par le produit de tête du déméthaniseur et par refroidissement Joule-Thomson (à travers une vanne) et entre dans la colonne en reflux à -96 °C.
Le produit de tête est principalement du méthane à 20 bar et -98 °C. Il est chauffé et comprimé pour obtenir un gaz commercialisable à 20 bar et 40 °C. Le produit de fond est du LGN à 20 barg qui est acheminé vers le dééthaniseur.
Le produit de tête du dééthaniseur est de l'éthane et le résidu est dirigé vers le dépropaniseur. Le produit de tête du dépropaniseur est du propane et le résidu est dirigé vers le débutaniseur. Le produit de tête du débutaniseur est un mélange de butane normal et d'isobutane, et le résidu est un mélange de C5 et d'essence.
Les conditions de fonctionnement des cuves de la chaîne de fractionnement des LGN sont généralement les suivantes.
La composition typique de l'alimentation et du produit est la suivante.
Unités d'édulcoration
Les flux récupérés de propane, de butanes et de C5 + peuvent être « épurés » dans une unité de traitement Merox afin de convertir les mercaptans indésirables en disulfures. Ces derniers, associés à l'éthane récupéré, constituent les sous-produits finaux de la production de LGN (liquides de gaz naturel) issus de l'usine de traitement du gaz. Actuellement, la plupart des installations cryogéniques ne procèdent pas au fractionnement pour des raisons économiques. Le flux de LGN est alors transporté sous forme de produit mixte vers des complexes de fractionnement indépendants situés à proximité de raffineries ou d'usines chimiques qui utilisent ces composants comme matières premières . Si la pose d'un gazoduc est impossible pour des raisons géographiques, ou si la distance entre la source et le consommateur dépasse 3 000 km, le gaz naturel est alors transporté par bateau sous forme de GNL ( gaz naturel liquéfié ) et retransformé en gaz à proximité du consommateur.
Produits
Le gaz résiduel issu de la récupération des LGN constitue le gaz final purifié destiné à la vente et acheminé par pipeline vers les marchés des utilisateurs finaux. Des règles et des accords sont établis entre l'acheteur et le vendeur concernant la qualité du gaz. Ces accords spécifient généralement les concentrations maximales admissibles de CO₂ , H₂S et H₂O , et exigent que le gaz soit commercialement exempt d'odeurs et de matières indésirables, de poussières ou autres matières solides ou liquides, de cires, de gommes et de constituants susceptibles d'endommager ou de perturber le fonctionnement des équipements de l'acheteur. En cas d'incident survenant à la station de traitement, les acheteurs peuvent généralement refuser la livraison du gaz, réduire le débit ou renégocier le prix.
Récupération d'hélium
Si le gaz présente une teneur importante en hélium , celui-ci peut être récupéré par distillation fractionnée . Le gaz naturel peut contenir jusqu'à 7 % d'hélium et constitue la principale source commerciale de ce gaz rare . Par exemple, le gisement de gaz d'Hugoton , situé au Kansas et en Oklahoma (États-Unis), contient des concentrations d'hélium allant de 0,3 % à 1,9 %, qui est extrait comme sous-produit précieux.