Note: Descriptions are shown in the official language in which they were submitted.
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La présente invention concerne un procédé et un dispositif pour la mise
en oeuvre et la régénération d'additifs inhibiteurs de corrosion et/ou
d'hydrates pour ie transport et le traitement d'un gaz naturel.
Dans le cas de production de gaz naturel en zone difficile,
c'est-à-dire en mer, ou à terre dans des zones ëloignées ou peu
accessibles, les compagnies productrices cherchent à expédier le gaz,
qui peut étre produit sur différents puits et collecté, vers un site
central de traitement et de conditionnement après un minimum de
transformations et/ou traitement préalable, de maniëre à minimiser les
coûts d'investissements et d'exploitation ; ceci revient à réduire les
opérations sur le site de production à ce qui est strictement
nécessaire pour que le transport du gaz par gazoduc jusqu'au site de
traitement puisse être opéré sans incident . en effet, certains
constituants du gaz naturel, à savoir l'eau et les gaz acides (C02,
H2S), nécessitent des précautions particulières.
L'eau étant présente dans le gisement, le gaz naturel est saturé en eau
à la température de la production ; au cours du transport, le gaz subit
en général une baisse de température qui provoque une condensation
d'une partie de l'eau, mais qui peut également dans certaines
conditions provoquer la formation de cristaux d'hydrates, qui sont des
composés d'inclusion des molécules d'hydrocarbures dans des structures
cristallines formées par les molécules d'eau et qui se forment à une
température nettement supérieure à 0 °C. Or la formation d'hydrates
dans un gazoduc peut conduire à un bouchage et un arrêt de la
production. Pour éviter cela, il est nécessaire, soit de déshydrater le
gaz avant son transport, soit d'injecter dans le gaz un inhibiteur
d'hydrates tel que le méthanol ou l'éthylëneglycol. Dans le premier
cas, le gaz est en général traité dans une unité de lavage par le
glycol pour ajuster le point de rosée eau à la valeur imposée pour le
transport, ce dernier étant effectué en conditions monophasiques ; dans
le deuxiéme cas, l'inhibiteur est introduit dans le gai juste après la
tête de puits et le transport s'effectue au moins partiellement en
conditions diphasiques.
2Q~~~8~~
2
La plupart des gaz naturels contiennent en proportion plus ou moins
importante des gaz acides, c'est-à-dire C02 et/ou H2S. Ces composés ne
peuvent en général pas être séparés sur le site de production et
doivent être transportés avec le gaz. Or les gaz acides provoquent des
corrosions dans les canalisations, surtout en présence d'eau. I1 est
donc nécessaire d'injecter dês la tête de puits des inhibiteurs de
corrosi on dans 1 e gaz de f açon à protéger 1 es condui tes, 1 a corrosi on
pouvant provoquer à terme des ruptures de tuyauteries ou des fuites
importantes de gaz. Ces inhibiteurs de corrosion sont injectës à l'état
de traces, mais comme ce sont en général des produits onéreux, iis
contribuent à accroitre le coût de production du gaz.
Arrivé au site de traitement, le gaz, qui peut provenir de plusieurs
puits différents collectés sur un même gazoduc, est en général
déshydraté pour obtenir un point de rosée eau plus bas que celui qui
est nécessité par le transport ; cette deuxième étape de déshydratation
peut être effectuée dans la plupart des cas soit par une absorption de
l'eau dans du glycol, soit par une adsorption de l'eau sur des tamis
moléculaires ; le procédé de déshydratation ainsi mis en oeuvre peut
être différent de celui qui est utilisé sur le site de production pour
assurer le point de rosée eau nécessaire au transport. Cette deuxième
étape de déshydratation est indispensable si l'on veut pouvoir
refroidir le gaz à une température relativement basse, qui peut être
par exemple comprise entre -10 et -40 °C, dans le but d'en extraire les
liquides de gaz naturel, c'est-à-dire les hydrocarbures autres que le
méthane qui peuvent ëtre délivrés liquides à la température ambiante.
Dans ces conditions, les additifs qui ont été injectés pour le
transport (inhibiteurs de formation d'hydrates et inhibiteurs de
corrosion) sont absorbés au cours du traitement et ne sont pas
recyclés.
I1 a ëté découvert que certains additifs (inhibiteurs de formation
d'hydrates ou de corrosion) peuvent être récupërés et recyclés vers la
tête de puits de production ce qui permet d'en réduire la consommation
de façon très importante et ainsi de diminuer les coûts de production
du gaz.
3
Il a été également dêcouvert que, lors du traitement qui est effectué
sur le gaz au terminal après son transport, ces additifs jouent
égaiement un rôle positif, ce qui évite l'utilisation d'autres
additifs.
Le procédé selon l'invention correspond à une nouve112 mise en oeuvre
de ces additifs anti-hydrates et/ou anti-corrosion qui permet leur
recyclage.
De manière générale, le procédé comprend les étapes suivantes
a) On contacte dans des conditions de mise en contact appropriées au
moins une partie dudit gaz sortant d'au moins un puits de production
dans au moins une zone de contact avec une phase liquide provenant au
moins en partie d'un recyclage (étape e ci-dessous) et renfermant à ia
fois de l'eau et au moins un additif anti-hydrate, ledit additif étant
un composé non-hydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau,
ledit composë étant au moins partiellement miscible à l'eau et se
vaporisant à l'état pur ou sous forme d'azéotrope à une température
inférieure â la température de vaporisation de l'eau, de manière à
obtenir une phase liquide aqueuse appauvrie en additif, par comparaison
avec ladite phase liquide recyclée, et une phase gazeuse- chargée
d'additif.
b) On transporte ladite phase gazeuse chargée d'additif dans une
conduite vers au moins une zone d'échange thermique.
c) On refroidit dans des conditions adéquates ladite phase gazeuse
provenant de l'étape (b), dans la zone d'échange thermique de manière â
la condenser partiellement et à obtenir un gaz non condensé, le
condensat obtenu comprenant au moins une phase aqueuse, qui contient au
moins une partie dudit additif.
d) On sépare la phase aqueuse du gaz non condensé dans des conditions
appropriées dans une zone de séparation et on soutire ledit gaz non
condensé.
4
e) On recycle la phase aqueuse à l'étape (a), en la transportant dans
une autre conduite vers la zone de contact.
Par composé "normalement liquide", on entend liquide dans les
conditions normales de température et de pression.
La proportion pondérale de solvant anti-hydrate dans l'eau est en
général de 10 à 70 % et de préférence de 20 à 50 %.
Selon un autre mode de mise en oeuvre de l'invention on peut
introduire, avec l'additif anti-hydrate et l'eau au moins un additif
anti-corrosion, non hydrocarbure au moins partiellement miscible avec
l'eau ou dispersable dans l'eau et se vaporisant de préférence à une
température d'ébullition inférieure à celle de l'eau ou formant avec
l'eau un azéotrope dont la température d'ébullition est inférieure à
celle de l'eau, de façon à pouvoir être entraîné par le gaz au cours de
l'étape (a) du procédé.
Selon ce mode, les proportions pondérales dans le mélange liquide
aqueux sont habituellement les suivantes
- de 0,1 à 5 % et de préférence de 0,3 à 1 % d'additif anti-corrosion.
- de 10 à 70 % et de préférence de 20 à 50 % d'additif anti-hydrate.
- de 29,9 à 89,9 % et de préférence de 49,7 à 79,7 % d'eau
La proportion de phase liquide aqueuse introduite dans la zone de
contact correspond en règle générale à 0,05 à 5 % en poids du débit
massique de gaz à traiter et avantageusement de 0,1 à 1 %, l'étape de
mise en contact s'effectuant en général à une température et â une
pression correspondant sensiblement à celle des gaz sortant du puits de
production, par exemple environ à 2U à 100°C sous 0,1 à 25 MPa.
L'invention concerne aussi le dispositif utilisé pour le transport et
le traitement d'un gaz naturel. I1 comprend en règle générale les
5
moyens suivants coopérant entre eux
- au moins une enceinte (G1) de mise en contact sous pression et de
préférence à contre-courant d'un gaz avec au moins un additif, ayant
une première extrémité et une seconde extrémités située avantageusement
au-dessous de la première extrémité.
- des moyens (1) d'introduction dudit gaz connectés à des moyens (3,5)
de transport et/ou à la seconde extrémité de l'enceinte.
- des moyens (4) d'introduction d'une phase liquide aqueuse, comprenant
au moins un additif, reliëe à des moyens de recyclage de ladite phase
liquide et à la première extrémité de ladite enceinte.
- des moyens (2) d'évacuation d'une phase aqueuse liquide connectée à
la seconde extrémité de l'enceinte.
- des moyens de transport (3,~) d'une phase gazeuse sous pression
reliëe à la premiëre extrémité de l'enceinte (G1) et à des moyens E1
d'échange thermique sous pression.
- des moyens (Bl) de séparation d'une phase aqueuse liquide du gaz non
condensé et traité reliés aux moyens d'échange thermique.
- des moyens (10) de récupération du gaz non condensé et traité reliés
aux moyens de séparation (Bl),
- des moyens (8) de soutirage de la phase aqueuse reliés aux moyens de
séparation ; et
_ des moyens de recyclage (P1,9,4) de la phase aqueuse reliés aux
moyens de soutirage, comprenant une conduite connectée à la première
extrémité de l'enceinte (G1).
L'invention sera mieux comprise au vu des figures ci-dessous illustrant
de manière schêmati ue et non limitative des modes
G particuliers de
réalisation du procédé, parmi lesquelles
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6
- La figure 1 montre le dispositif selon l'invention.
- La figure 2 illustre la présence de plusieurs zones de contact avec
les additifs de l'invention.
- La figure 2 A montre un autre mode de réalisation avec des additifs
anti-corrosion particuliers.
- La figure 3 représente un schéma de production opérant avec quatre
puits et une plateforme centrale de traitement.
- La figure 4 montre un prétraitement de gaz à condensats ; et
- La figure 5 montre une variante de prétraitement de ces gaz à
condensats.
Le principe du procédé selôn l'invention est illustré par le schéma de
la figure 1, appliqué â titre d'exemple à un gaz naturel renfermant du
méthane, des hydrocarbures supérieurs associés, des gaz acides (dioxyde
de carbone, hydrogëne sulfuré) et saturé en eau dans les conditions de
température et de pression de la production.
Le gaz naturel sortant de la tête de puits de production arrive par le
conduit 1, en fond d'une enceinte de mise en contact G1 de préférence
sensiblement verticale. I1 est mis en contact, dans la zone de contact
G1 fonctionnant de préférence à contre-courant, avec un mélange
constitué d'eau, d'au moins un solvant inhibiteur d'hydrate seul ou en
mélange avec au moins un additif inhibiteur de corrosion et provenant
du conduit 4. On évacue en tëte, par le conduit 3, une phase gazeuse
chargée de solvant et d'additif. En fond, on soutire par le conduit 2
une phase aqueuse substantiellement débarrassée de solvant et
d'additif. La phase gazeuse de téte est transportée dans la conduite 3
sur une distance qui peut étre de plusieurs kilomètres et arrive par le
conduit 5 au terminal de réception où le gaz peut être traité avant son
expédition dans le réseau commercial. Le gaz circulant dans la conduite
5 est refroidi jusqu'à la température basse nécessaire au traitement
7
dans l'échangeur de chaleur E1 par un fluide frigorigéne extérieur au
procédé, ce qui provoque une condensation partielle ; ce
refroidissement ne provoque pas de phénomène de formation d'hydrate en
raison de la présence du solvant inhibiteur dans le gaz en quantité
suffisamment importante. Le mélange refroidi sortant de l'échangeur E1
par le conduit 6 est constitué d'un condensat comprenant une phase
liquide aqueuse qui contient la plus grande partie de l'eau, du solvant
et de l'additif qui se trouvaient dans le gaz sortant de la zone de
contact G1 par le conduit 3, et d'une phase gazeuse dite pauvre
appauvrie en hydrocarbures lourds. Ces deux phases sont séparées dans
le ballon de décantation B1 ; le gaz pauvre, débarrassé de la plus
grande partie de l'eau et des hydrocarbures lourds qu'il contenait à
l'entrée dans le procédé dans le conduit 1, est soutiré par le conduit
i0 ; la phase liquide aqueuse est soutirée par le conduit 8,
additionnëe éventuellement d'un appoint de solvant et d'additif
circulant dans le conduit 11 pour compenser les pertes, reprise par la
pompe P1 et renvoyée par le conduit 9 vers le site de production où
elle arrive par le conduit 4 pour étre recyclée.
Si la proportion d'hydrocarbures plus lourds que le méthane est
relativement importante, au cours du refroidissement, il se forme une
phase hydrocarbure liquide. Dans ce cas illustré par la figure 1, cette
phase hydrocarbure liquide est séparée de la phase aqueuse dans le
ballon B1 et évacuée par le conduit 7.
Dans l'ensemble du procédé décrit, les phénomènes de formation
d'hydrates et de corrosion ne se produisent pas, du fait qu'ils sont
inhibés par la présence du solvant anti-hydrate et de l'additif
anti-corrosion qui protègent la totalité de l'installation. Un des
avantages du procédé selon l'invention est que les additifs
anti-hydrates et anti-corrosion qui sont utilisés sont efficaces sur
l'ensemble de l'installation, c'est-à-dire la zone de contact G1 entre
le gaz et les additifs sur le site de production, la conduite de
transport qui permet d'acheminer le gaz de la zone de production
jusqu'au terminal de réception et la zone de traitement au cours de
laquelle le gaz naturel est séparë de l'eau et des hydrocarbures les
8
plus lourds.
Lorsqu'il se forme au cours de l'étape de refroidissement (c) une phase
hydrocarbure liquide, elle est séparée de la phase aqueuse par
décantation et ëvacuée.
Du fait qu'il n'est pas nécessaire d'utiliser la totalité du gaz dans
la zone de contact G1 pour f aire passer en phase vapeur les additifs
anti-hydrate et/ou anti-corrasion arrivant par le conduit 4, et comme
il est indiqué sur la figure 1 en pointillé, une partie du gaz â
transporter (conduit 12) peut être directement mélangée au gaz sortant
de la zone de contact G1 par le conduit 3, sans avoir à traverser la
zone de contact G1. De plus, le gaz naturel est en gënéral produit par
plusieurs puits. Dans ce cas il est possible de rassembler les
effluents de plusieurs puits différents sur un seul procëdé selon
l'invention ; pour cela, ie gaz provenant de certains puits peut être
introduit dans le procédë selon l'invention par le conduit 1, tandis
que le gaz provenant des autres puits peut être introduit dans le
procédé par le conduit 12.
Dans le cas oû du gaz naturel est produit par plusieurs puits distants
les uns des autres, plusieurs zones de contact G1 peuvent être
installées, chacune traitant la production d'un ou plusieurs puits, et
la totalité de la production peut être envoyée par un réseau approprié
de conduites vers un terminal de réception qui traitera l'ensemble de
la production de gaz ; dans ce cas, la phase liquide aqueuse recyclée
soutirée par le conduit 8 est ensuite redistribuée aux différentes
zones de contact G1 ; cette variante du procédë selon l'invention est
illustrée par la figure 2 ; sur cette figure, les équipements qui sont
les mêmes que ceux qui sont représentés sur la figure 1 sont désignés
par les mêmes notations.
Dans cet exemple, le gaz naturel est produit par deux sites principaux
et il est supposé contenir du méthane, des hydrocarbures supérieurs
associés et être saturé en eau dans les conditions de température et de
pression de la production. Sur le premier site, le gaz naturel sortant
9
d'une tête de puits de production est traité comme décrit ci-haut pour
la figure i. Sur le deuxième site, le gaz naturel sortant d'une autre
tête de puits de production arrive par le conduit 21. I1 est mis en
contact, dans la zone de contact G2, avec un mélange constitué d'eau et
de solvant inhibiteur d'hydrate provenant du conduit 24. On évacue en
tête, par le conduit 23, une phase gazeuse chargée de solvant. En fond,
on soutire par le conduit 22 une phase aqueuse substantiellement
débarrassée de solvant. La phase gazeuse de tête est transportée dans
la conduite 23 et elle est mélangée dans la conduite 25 au gaz
provenant du premier site de production et circulant dans la conduite
3. La totalité du gaz est transportée sur une distance qui peut être de
plusieurs kilomètres et arrive par le conduit 5 au terminal de
réception oü le gaz peut être traité avant son expédition dans le
réseau commercial. Le gaz circulant dans la conduite 5 est refroidi
jusqu'â la température basse nêcessaire au traitement dans l'échangeur
de chaleur E1 par un fluide frigorigène extérieur au procédé, ce qui
provoque une condensation partielle ; ce refroidissement ne provoque
pas de phénomène de formation d'hydrate en raison de la présence du
solvant inhibiteur dans le gaz en quantité suffisamment importante. Le
mélange refroidi sortant de l'échangeur E1 par le conduit 6 est
constitué d'une phase liquide aqueuse qui contient la plus grande
partie de l'eau et du solvant qui se trouvaient d'une part dans le gaz
sortant de la zone de contact G1 par le conduit 3 et d'autre part dans
le gaz sortant de la zone de contact G2 par le conduit 23, d'une phase
liquide d'hydrocarbures constituée des hydrocarbures les plus lourds du
gaz et d'une phase gazeuse dite pauvre appauvrie en hydrocarbures
lourds. Ces trois phases sont séparëes dans le ballon de décantation
B1 ; le gaz pauvre, débarrassé de la plus grande partie de l'eau et des
hydrocarbures lourds qu'il contenait à l'entrée dans le procédé dans
les conduits 1 et 21, est soutiré par le conduit 10 ; la phase liquide
d'hydrocarbures est soutirée par le conduit 7 ; la phase liquide
aqueuse est soutirée par le conduit 8, additionnée d'un appoint de
solvant circulant dans le conduit 11 pour compenser les pertes et
reprise d'une part par la pompe P1 et renvoyée par le conduit 9 vers le
premier site de production où elle arrive par le conduit 4 pour être
recyclée, et d'autre part par la pompe P2 et renvoyée par le conduit 26
lo
vers le deuxième site de production où elle arrive par le conduit 24
pour étre recyclée.
Sur la figure 3 est représenté un exemple de schëma de production
opérant avec quatre puits distants les uns des autres notés
respectivement PS1, PS2, PS3 et PS4. Le gaz est acheminé par les
conduites 100 à partir du puits PS1, 200 à partir du puits PS2, 300 à
partir du puits PS3, 400 à partir du puits PS4 jusqu'à une plateforme
centrale de traitement PTC. Sur cette plateforme centrale de traitement
PTC, le gaz est refroidi de manière à obtenir une phase aqueuse et un
gaz partiellement déshydraté, dont le point de rosée eau respecte la
spécification de transport qui lui impose une valeur, par exemple
inférieure ou égale à -10 °C. Le gaz ainsi obtenu est comprimé par un
compresseur placé sur la plateforme PTC et évacuë par la conduite 500.
La phase aqueuse est renvoyée vers les puits de production PS1, PS2,
PS3 et PS4 par les pompes qui renvoient par les conduites 101, 201, 301
et 401 des débits de phase aqueuse proportionnels aux débits de gaz
acheminës par les conduites 100, 200, 300 et 400. Au niveau de chaque
puits de production se situe un contacteur qui permet de charger en
additif le gaz produit et d'évacuer une phase aqueuse substantiellement
débarrassée de l'additif qu'elle contenait au départ.
Sur la plateforme PTC, une réserve d'additif, renouvelée
périodiquement, permet par un appoint régulier de compenser les pertes
d'additif.
Dans de nombreux cas, le gaz naturel est produit accompagné de
condensats d'hydrocarbures, c'est-à-dire que l'effluent de sortie de
puits est constitué d'une phase gazeuse et d'une fraction de liquides,
composée des hydrocarbures les plus lourds ; dans la plupart des cas,
une phase liquide aqueuse est également présente en sortie de puits.
Dans ce cas de production de gaz à condensats, le schéma du procédé
selon l'invention, pour ce qui concerne la partie située sur le site de
production, peut être légèrement différente pour prendre en compte 1a
phase liquide d'hydrocarbures ; cette variante est illustrée par la
figure 4 . le gaz à condensats sortant de la téte de puits de
production arrive par le conduit 1 et entre dans la partie supérieure
d'un ballon séparateur B2 dans lequel sont séparées les 3 phases en
présence : la phase aqueuse, constituée d'eau de gisement, est soutirée
par le conduit 30 ; la phase liquide d'hydrocarbures est soutirée par
1 e condui t 32, repri se par l a pompe P3 et évacuée par 1 e condui t 33 ;
la phase gazeuse est soutirée par 1e conduit 31 et mise en contact,
dans la zone de contact G1, avec un mélange constituë d'eau, de solvant
et d'additifs et provenant du conduit 4. On évacue en téte, par le
conduit 3, une phase gazeuse chargée de solvant et d'additifs. En fond,
on soutire par le conduit 2 une phase aqueuse substantiellement
débarrassée de solvant et d'additifs. La phase gazeuse de tête est
transportée dans la conduite 3 vers le terminal de réception. Les
condensats qui circulent dans la conduite 33 peuvent être soit
transportés par une conduite indépendante vers un terminal de
réception, soit mélangés par une ligne 34 au gaz circulant dans la
conduite 3, auquel cas le transport vers le terminal de réception dans
ces conditions s'effectue en régime diphasique, soit en partie
transportés vers le terminal et en partie mélangés à la conduite 3.
Une variante du cas de la production de gaz à condensats est illustrée
par la figure 5 : dans ce cas, le ballon séparateur B2 et la zone de
contact G1 sont intëgrés dans un seul équipement dans le but de gagner
en compacité, critère qui est particulièrement intéressant dans le cas
de production en mer. Le gaz à condensats sortant de la téte de puits
de production arrive par le conduit 1 et entre dans le ballon
séparateur B2 dans lequel sont séparées la phase liquide
d'hydrocarbure, une phase aqueuse constituée d'eau de gisement et d'eau
provenant de 1 a zone de contact G1 en rel ati on di recta avec 1 a parti e
supérieure du séparateur B2 et une phase gazeuse qui est mise en
contact à contre-courant, dans la zone de contact G1, avec un mélange
constituë d'eau, de solvant et d'additifs et provenant du conduit 4. On
ëvacue en tête, par le conduit 3, une phase gazeuse chargée de solvant
et d'additifs qui est transportée vers le terminal de réception. En
fond, la phase aqueuse substantiellement débarrassée de solvant et
d'additifs est mélangée à la phase aqueuse d'eau de gisement, décantée
;s
12
et soutirée par ie conduit 2. La phase liquide d'hydrocarbure est
soutirée du ballon B2 par le conduit 32, reprise par la pompe P3 et
évacuée par le conduit 33 ; cette phase peut être soit transportée par
une conduite indëpendante vers un terminal de réception, soit mélangëe
au gaz circulant dans la conduite 3, auquel cas le transport dans ces
conditions s'effectue en régime diphasique.
Cette variante permet de faire Touer au garnissage G1 un double rôle
d'une part il permet de réaliser le contact entre la phase aqueuse
arrivant par la conduite 4 et le gaz arrivant par la conduite 1 ;
d'autre part il permet d'arréter les gouttelettes liquides entrainées
par le gaz et d'améliorer ainsi la séparation entre phases.
L'installation schématisée sur la figure 5 peut être réalisée à terre,
sur une plateforme en mer, ou sous la mer.
Dans le cas d'une installation sous-marine, différents cas de figure
peuvent être envisagés. Si le gaz ne contient pas de condensat
d'hydrocarbures à la sortie du puits, l'eau évacuée par la conduite 2
peut être envoyée directement dans la mer à condition d'avoir été
suffisamment épurée en additif dans la colonne de contact G1. Le gaz
est alors transporté par une conduite sous-marine en conditions
monophasiques.
Si le gaz contient un condensat d'hydrocarbures à la sortie du puits,
après séparation, ce condensat est de préférence remélangé avec le gaz
de manière à effectuer un transport simultané en conditions diphasiques
ce qui permet de transporter les deux phases dans une seule conduite.
I1 peut être nécessaire de remonter le niveau de pression avant le
transport, ce qui peut ëtre effectué, soit après mélange, par une pompe
ou un compresseur diphasique, soit après mélange en faisant passer le
gaz dans un compresseur et le condensat dans une pompe.
Le solvant anti-hydrate peut étre avantageusement par exemple le
mëthanol. I1 peut être également choisi par exemple parmi les solvant
suivants . méthylpropyléther, éthylpropyléther, dipropylëther,
13
méthyltertiobutyléther, diméthoxyméthane, diméthoxyéthane, éthanol,
méthoxyéthanol, propanol, utilisés seuls ou en mélange.
L'additif anti-corrosion peut être choisi de préférence parmi les
composés organiques de la famille chimique des amines, tels que la
diéthylamine, la propylamine, la butylamine, la triéthylamine, la
dipropylamine, l'éthylpropylamine, l'éthanolamine, la cyclohexylamine,
la morpholine pyrridique, l'éthylènediamine, utilisés seuls ou en
mélange.
Dans le cas où l'additif inhibiteur de corrosion est dispersable dans
l'eau et si sa température d'ébullition est supérieure à celle de
l'eau, ledit additif peut être récupéré et recyclé comme le montre ie
schéma de la figure 2 A . selon ce schéma, le gaz naturel sortant de
la téte de puits de production arrive par le conduit 1. I1 est mis en
contact, dans la zone de contact Gl, avec un mélange constitué d'eau,
de solvant inhibiteur d'hydrate et d'additif inhibiteur de corrosion et
provenant du conduit 4. On évacue en tête, par le conduit 3, une phase
gazeuse chargée essentiellement de solvant. La phase aqueuse
substantiellement débarrassée de solvant, mais contenant encore la
majorité de l'additif inhibiteur de corrosion qui n'a pas été entrainé
par le gaz sort de la zone de contact G1 par le conduit 2, et entre
dans le séparateur S1 dans lequel l'eau est séparée de l'additif
inhibiteur de corrosion ; l'eau, pratiquement totalement débarrassée de
solvant et d'additif inhibiteur de corrosion, sort de S1 par le conduit
40 ; l'additif inhibiteur de corrosion sort de S1 par le conduit 41,
est repris par la pompe P4 et envoyé par le conduit 42 dans le conduit
3 afin d'étre remélangé au gaz provenant de la zone de contact Gl et
circulant dans le conduit 3 pour inhiber la corrosion durant le
transport du gaz jusqu'au terminal de traitement. Le séparateur S1 peut
être de différents types tels que par exemple coalesceur, décanteur,
extracteur, distillateur, centrifugeuse.
Au terminal de traitement, la température de réfrigération nécessaire à
l'extraction des hydrocarbures les plus lourds du gaz est fonction de
la pression du gaz et du taux de récupération désiré ; elle peut être
par exemple comprise entre +10 et -60 °C et de prëfêrence entre -10 et
-40 °C pour une pression de gaz comprise par exemple entre 0,1 et 25
MPa et de préférence entre 0,2 et 10 MPa. Cette réfrigération peut être
assurée soit par un cycle de réfrigération externe, soit par d'autres
moyens tels que par exemple la détente du gaz dans une turbine ou une
vanne de détente.
Le gaz dëshydraté sortant de l'étape de refroidissement (c) peut faire
l'objet d'un traitement complémentaire. I1 peut être nécessaire en
particulier d'éliminer au moins en partie les gaz acides qu'il
contient. Dans ce cas, il est avantageux d'utiliser le mëme solvant que
celui qui est utilisé pour inhiber la formation d'hydrates, par exemple
le méthanol, â basse température en effectuant un lavage du gaz à
contre-courant dans une colonne à garnissage ou à plateaux. Le solvant
sortant de cette zone de lavage peut ëtre alors régénëré par
abaissement de pression et/ou chauffage et recyclé. Le gaz déshydraté
et dësacidifié au moins en partie est soutiré.
Différents équipements connus de l'hort~ne de l'art peuvent ëtre utilisés
pour réaliser les différentes étapes du procédé.
En particulier, la zone de contact utilisée au cours de l'étape (a)
peut être réalisée au moyen d'une colonne à plateaux ou d'une colonne à
garnissage. Différents garnissages peuvent être employés, en
particulier des garnissages dits "structurés" qui sont disposés de
manière rëgulière dans la zone de contact. On pourra aussi utiliser des
garnissages formés de tissus métalliques assemblés sous forme de
tampons cylindriques d'un diamètre égal au diamètre interne de la
colonne de contact. '
Tout autre dispositif connu de l'homme de l'art permettant de réaliser
un tel contact entre la phase liquide et la phase gazeuse peut être
également utilisê. Un tel dispositif peut être par exemple constitué
par un contacteur centrifuge dans lequel l'écoulement à contre-courant
des deux phases s'effectue sous l'effet non plus de la gravité mais
sous 1 ' effet d' une force centri fuge, en vue de réal i ser un di sposi ti f
~~3~~~~~
de contact d'un volume réduit.
Le procédé selon l'invention peut être illustré par l'exemple suivant
5 EXEMPLE 1
Oans cet exemple, on procëde selon le schéma de la figure 1. Un gaz
naturel est produit sur un site, il entre dans le procédé selon
1 ' i nventi on par 1 e condui t 1. Sa pressi on est de 7, 5 MPa ( abs ) et sa
10 tempërature est de 40 °C ; sa composition est donnée sur le tableau
1
et il est saturé en eau. Son débit est de 123 tonnes/h, ce qui
correspond à 3,5 MNm3/jour.
Constituant % Poids
15
C02 5,1
Mthane 76,2
Ethane g~2
Propane 5,6
Isobutane l,l
N-butane 2~~
Isopentane 0,6
N-pentane 0,6
C6+ 0~5
Tableau
Composition du gaz à l'entrée du procédé
Il est mis en contact, dans la zone de contact Gl, avec 245 kg/h d'un
mélange constitué d'eau, de 49,2 % poids de méthanol en tant que
solvant inhibiteur d'hydrates et 0,5 % poids de triéthylamine en tant
qu'additif inhibiteur de corrosion et provenant du conduit 4. On évacue
en tête, par le conduit 3, une phase gazeuse chargée de méthanol et
triëthylamine. En fond, on soutire par le conduit 2 d'une phase aqueuse
d'un débit de 121 kg/h et contenant moins de 0,1 % poids de méthanol et
une quantité non détectable de triéthylamine. La phase gazeuse de tête
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est transportée dans la conduite 3 qui est un gazoduc sous-marin de
0,25 m de diamètre sur une distance de 11,2 km et arrive par le conduit
au terminal de réception où sa pression est de 6,95 MPa du fait de la
perte de charge dans le gazoduc. Le gaz est refroidi jusqu'à une
5 température de -15 °C dans l'échangeur de chaleur E1 par un fluide
frigorigëne extérieur au procédé ; ce refroidissement provoque une
condensation partielle du gaz. Le mélange refroidi sortant de
l'échangeur E1 par le conduit 6 est constitué du gaz non condensé et
d'une part de 226 kg/h d'une phase liquide aqueuse d'un mélange d'eau,
de méthanol et de triéthylamine, d'autre part de 410 kg/h d'une phase
liquide hydrocarbure. Ces trois phases sont séparées dans le ballon de
décantation B1 à une pression sensiblement égale à la pression de
réception au terminal ; le gaz non condensé est soutiré par le conduit
10 ; la phase liquide d'hydrocarbure est soutirée par le conduit 8,
additionnée d'un appoint constitué de 19 kg/h de méthanol et de 0,02
kg/h de triéthylamine et circulant dans le conduit 11, reprise par la
pompe P1 et renvoyée sous une pression de 8,0 MPa par le conduit 9
disposé le long du gazoduc sous-marin vers le site de production où
elle arrive par le conduit 4 pour étre recyclée.
