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La présente invention concerne un procédé situé à l'intérieur et dans
l'environnement d'un puits de gaz naturel ou de gaz à condensats pour la
mise en oeuvre et la régénération d'additifs inhibiteurs d'hydrates etiou de
corrosion pour le transport et le traitement du gaz naturel sortant de ce
puits
vers un terminal de réception et de traitement.
Dans le cas de production de gaz naturel en zone difficile, c'est-à-dire en
mer, ou à terre dans des zones éloignées ou peu accessibles, les
compagnies productrices cherchent à expédier le gaz, qui peut ëtre produit
1 0 sur différents puits et collecté, vers un site central de traitement et de
condititionnement après un minimum de transformations et/ou de traitement
préalable, de manière à minimiser les coüts 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
1 5 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
2 0 température de la production ; au cours du transport, le gaz subït en
général
une baisse de température qui provoque une condensation d'une parue de
l'eau, mais qui peut égaiement 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
2 5 molécules d'eau et qui se forment à une température nettement supérieure
à 0°C. Or fa 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'éthylèneglycol. Dans le
3 0 premier cas, le gaz est en général traité dans une unité de lavage par ie
glycol pour ajuster le point de rosée eau à la valeur imposée pour le
transport, ce dernier étant effectué en conditions monophasiques ; dans le
deuxième cas, I°inhibiteur est introduit dans le gaz juste après la
tête de
puits et le transport s'effectue au moins partiellement en conditions
3 5 diphasiques.
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z
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. II est donc nécessaire
d'injecter dès la tête de puits des inhibiteurs de corrosion dans le gaz de
fiaçon à protéger les conduites, ia corrosion pouvant provoquer à terme des
1 0 ruptures de tuyauteries ou des fuites importantes de gaz. Ces inhibiteurs
de
corrosion sont injectés à l'état de traces, mais comme ce sont en général
des produits onéreux, ils contribuent à accroître le coût de production du
gaz.
1 5 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
2 0 une adsorption de l'eau sur des tamis moélculaires ; 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
2 5 être par exempte 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 être délivrés liquides à la température ambiante.
Dans ces conditions, les additifs qui ont ëté injectés pour le transport
(inhibiteurs de formation d'hydrates et inhibiteurs de corrosion) sont
3 0 absorbés au cours du traitement et ne sont pas recyclés.
L'art antérieur est illustré par les brevets US-A-4456067, US-A-3348614,
US-A-4416333 et notamment par le brevet FR 2 657 416 qui décrit une
zone de contact d'un gaz naturel sortant d'un puits avec des additifis anti-
3 5 hydrate et/ou antï-corrosion située à l'extérieur de ce puits.
L'installation de
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cette zone de contact dans des milieux hostiles, en mer par exemple, pose
toujours des problèmes techniquement difficiles à résoudre.
Le procédé selon l'invention correspond à une nouvelle mise en oeuvre de
ces additifs anti-hydrates et/ou anti-corrosion qui permet leur recyclage.
II a été découvert en effet que certains additifs (inhibiteurs de formation
d'hydrates ou de corrosion) peuvent être récupérés 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.
II a été également découvert que, lors du traitement qui est effectué sur le
gaz au terminal après son transport, ces additifs jouent également un rôle
positif, ce qui évite l'utilisation d'autres additifs.
De manière générale, le procédé de traitement et de transport d'un gaz
naturel vers un terminal de réception et de traitement comprend les étapes
suivantes
a) on contacte dans des conditions de mise en contact
appropriées le gaz sortant du puits de production dans une
zone de contact avec une phase liquide provenant au moins
en partie d'un recyclage (étape (ej ci-dessous) et
refermant à 1a fois de l'eau et au moins un additif
antihydrate, ledit additif étant un composé non-
hydrocarboné, liquide à la pression atmosphérique et à une
température de 25°C, autre que l'eau, ledit composé étant
au moins partiellement miscible à l' eau et se vaporisant à
l'état pur ou sous une forme d'azéotrope à une température
inférieure à la température de vaporisation de l'eau, de
manière à obtenir une phase liquide aqueuse ne contenant
sensiblement pas d'additif, par comparaison avec ladite
phase liquide recyclée et une phase gazeuse contenant de la
vapeur d'eau et sensiblement tout l'additif;
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b) on transporte ladite phase gazeuse de l'étape (a) dans
une conduite vers au moins une zone d'échange thermique
dudit terminal;
c) on refroidit dans des conditions adéquates ladite
phase gazeuse provenant de l'étape (b) dans la zone
d'échange thermique de manière à 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;
e) on recycle la phase aqueuse de l'étape (d) à l'étape
(a), en la transportant sous des conditions de pression
appropriées dans une autre conduite vers la zone de
contact,
caractérisé en ce que la zone de contact est créée par une
partie au moins du puits de production.
Par gaz naturel, on entend des hydrocarbones gazeux et/ou liquides tels
2 o que ceux contenus dans les gaz à condensats.
Par composé "normalement liquide", on entend liquide dans les conditions
normales de température et de pression.
Les avantages du procédé selon l'invention par rapport à celui de l'art
antérieur sont les suivants
-- la zone de contact étant le puits lui-même, on économise un dispositif
de mise en contact externe,
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-- la zone de contact peut atteindre une très grande hauteur (2000 m
de hauteur par exemple) d'où une meilleure efficacité de strippage, d'autant
plus élevée que la température du réservoir est haute.
-- On ne sort du puits de production que les hydrocarbures gazeux ou
liquides. On ne se préoccupe donc pas de l'eau d'autant plus qu'elle est
peut-être ré-introduite dans le réservoir puisqu'elle est compatible avec
l'eau de gisement. II n'y a donc pas de risque de précipitations de (cations)
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alcalins ou alcalino-terreux dans le réservoir et donc pas de risque de
co Imatage.
La proportion pondérale de solvant anti-hydrate dans l'eau est en général
S de 10 à 90% et de préférence de 30 à 70%.
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-
ny~rocar~a~é au moins partiellement miscible avec l'eau ou dispersable
1 0 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 ta) du procédé.
1 5 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 90% et de préférence de 30 à 70% d'additif anti-hydrate.
2 0 - de 9,9 à 89,9% et de préférence de 29,7 à 69,7% d'eau.
La proportion de phase liquide aqueuse introduite dans le puits 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
2 S général à une température et à une pression correspondant sensiblement à
celle des gaz sortant de la roche réservoir c'est-à-dire celle régnant dans le
puits de production, par exemple de 20 à 100°C sous 0,1 à 25 MPa.
On peut régler le débit de gaz sur la tête de puits de telle façon que la
3 0 phase liquide aqueuse injectée provenant du recyclage s'écoule de haut en
bas à contre-courant du gaz provenant du réservoir et circulant de bas en
haut. Cette phase liquide peut s'écouler de préférence sur les parois du
puits.
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Pour accroître l'efficacité du contact entre la phase
liquide et le gaz qui est déjà très importante en raison de
la longueur de la zone de contact, on peut selon une
variante du procédé, placer dans au moins une partie de la
profondeur du puits, des éléments de garnissage tels que
des garnissages structurés ou constitués d'éléments en vrac
supportés par au moins un plateau fixe dans le puits.
La phase liquide aqueuse ne contenant sensiblement pas d'additif qui
s'accumule au fond du puits et peut être renvoyée dans la roche réservoir.
L'invention concerne aussi le dispositif utilisé pour le transport et le
traitement d'un gaz naturel et en particulier l'utilisation du puits de gaz
lui-
même dans un dispositif mis en jeu pour le traitement d'un gaz naturel
sortant de ce puits vers un terminal de réception et de traitement. II
comprend en règle générale les moyens suivants coopérant entre eux
- au moins un puits de préférence vertical (G1 ) reliant le réservoir (R)
souterrain de gaz naturel sous pression à au moins une tête de puits (T1 )
adaptée à délivrer une phase gazeuse,
- des moyens d'introduction dudit gaz adaptés à mettre le réservoir en
communication avec le puits,
- des moyens (4) d'introduction d'une phase liquide aqueuse,
comprenant au moins un additif, reliés à des moyens de recyclage de ladite
phase liquide au puits, de préférence en amont de tête du puits, l'amont de
la tête du puits étant défini par rapport à la direction de l'écoulement du
gaz ;
- des moyens de transport (3,5) de la phase gazeuse sous pression
contenant de la vapeur d'eau et sensiblement tout l'additif, reliés à la tête
de
puits (T1) et à des moyens E1 d'échange thermique sous pression du
terminal,
2096 r~~ r~
- des moyens (B1 ) de séparation d'une phase aqueuse liquide du gaz
non condensé et traité, reliés aux moyens d'échange thermique dudit
terminal,
des moyens (10) de récupération du gaz non condensé et traité reliés
aux moyens de séparation (B1),
- des moyens (8) de soutirage de la phase aqueuse reliés aux moyens
de séparation ; et
- lesdits moyens de recyclage (PI, 9, 4) de la phase aqueuse reliés aux
moyens de soutirage, comprenant une conduite connectée au puits (T1), de
préférence en amont de la tête de puits.
1 5 L'invention sera mieux comprise au vu des figures ci-dessous illustrant de
manière schématique et non limitative des modes particuliers de réalisation
du procédé, parmi lesquelles
-- 'La figure 1 montre le dispositif selon l'invention.
2 0 -- La figure 2 illustre la présence de plusieurs puits de gaz avec les
additifs de l'invention.
-- , La figure 3 représente un schéma de production opérant avec quatre
puits et une plateforme centrale de traitement.
2 S Le principe du procédé selon l'invention est illustré par le schéma de la
figure 1, appliqué à titre d'exemple à un gaz naturel renfermant du méthane,
des hydrocarbures supérieurs associés, des gaz acides (dioxyde de
carbone, hydrogène sulfuré) et saturé en eau dans les conditions de
température et de pression de la production. Ce gaz naturel provient d'une
3 0 roche réservoir R en communication avec au moins un puits de production
G1, qui peut être situé sous la mer.
Le gaz naturel monte dans le puits de production G7 dont la position est de
préférence sensiblement verticale. II est mis en contact, de préférence à
3 5 contre-courant dans une zone de contact G1 créée en amont de la tête du
2~96r114
s
puits et qui est au moins une partie du puits de production, 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
d'un conduit 4 muni d'une vanne 20 et connecté avantageusement en
amont de la tête de puits, de préférence au voisinage de celle-ci. On
évacue en tête du puits par une Buse et un conduit 3, une phase gazeuse
chargée de solvant et d'additif. En fond du puits la phase aqueuse
substantiellement débarrassée de solvant et d'additif retourne dans le
réservoir. La phase gazeuse de tête du puits est transportée dans la
1 0 conduite 3 sur une distance qui peut ëtre de plusieurs kilomètres et
arrive
par le conduit 5 au terminal de réception os'r 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 dans
l'échangeur de chaleur E1 par un fluide frigorigène extérieur au procédé, ce
1 5 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
2 0 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
2 5 à l'entrée dans le conduit G1, est soutiré par le conduit 10 ; la phase
liquide
aqueuse est soutirée par le conduit 8, additionnée 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 être 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
3 5 évacuée par le conduit 7.
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Dans !'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
à l'intérieur du puits G1, la conduite de transport qui permet d'acheminer le
gaz de la zone de production jusqu'au terminal de réception et ia zone de
traitement au cours de laquelle le gaz naturel est séparé de l'eau et des
hydrocarbures les plus lourds.
Lorsqu'if se forme au cours de l'étape de refroidissement (c) une phase
hydrocarbure liquide, elle est séparée de la phase aqueuse par décantation
et évacuée.
Le procédé selon l'invention peut s'appliquer au cas où du gaz naturel est
produit par plusieurs puits distants les uns des autres.
Dans ce cas, au moins un de ces puits peut être utilisé comme zone de
contact G1 , 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 ; la phase liquide aqueuse recyclée soutirée par le
conduit 8 est ensuite redistribuée aux différents puits utilisés comme zones
de contact G 1
La figure 2 illustre le cas où deux puits sont traités par
le procédé selon l'invention. Sur cette figure, les
équipements qui sont les mêmes que ceux qui sont
représentés sur la figure 1 sont désignés par les mêmes
notations. De plus, le symbole T2 de la figure 2 désigne
une deuxième tête de puits. Dans cet exemple, le gaz
naturel est produit par deux puits principaux et il est
supposé contenir du méthane, des hydrocarbures supérieurs
associés et être saturé en eau dans les conditions de
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9a
température et de pression de la production. Sur le premier
site, le gaz naturel sortant d'une tête de puits de
production est traité comme décrit ci-dessus pour la figure
1. Sur le deuxième site, le gaz naturel montant d'un autre
puits est traité par le contact dans la zone de contact G2,
qui est une partie au moins du puits et
IO
de préférence la totalité du puits, 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 du puits
on renvoie au réservoir une phase aqueuse substantiellement débarrassée
de solvant et d'additif. La phase gazeuse de tête est transportée dans la
conduite 23 et elle est mélangée dans la conduite 5 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 où le gaz peut être traité
1 0 avant son expédition dans le réseau commercial. Le gaz circulant dans la
conduite 5 est refroidi jusqu'à la température basse nécessaire 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
2 0 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 séparées dans le ballon de décantation B1 ; le gaz
pauvre, débarrassé de la plus grande partie de l'eau et des hydrocarbures
2 5 lourds qu'il contenait à l'entrée dans le procédé, 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
3 0 puits où elle arrive par le conduit 4 pour être recyclée, et d'autre part
par la
pompe P2 et renvoyée par ie conduit 26 vers le deuxième puits où elle
arrive par le conduit 24 pour être recyclée.
11
Sur la figure 3 est représenté un exemple de schéma de production opérant
avec quatre puits distants les uns des autres notés respectivement PS1,
PS2, PS3 et PS4 qui constituent les zones de contact. Le gaz chargé en
solvant en additif et en vapeur d'eau 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 ou terminal 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
1 0 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 évacué par la conduite 500.
La phase aqueuse est renvoyée vers les puits de production PS1, PS2,
1 5 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
acheminés par les conduites 100, 200, 300 et 400. Au niveau de chaque
puits de production le contact entre le gaz montant dans le puits et la
solution aqueuse recyclée permet de charger en additif le gaz produit et de
2 0 renvoyer dans le réservoïr en fond de puits 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.
Le solvant anti-hydrate peut être avantageusement par exemple le
méthanol. II peut être également choisi par exemple parmi les solvants
suivants : méthylpropyléther, éthyipropyléther, dipropyléther,
méthyltertiobutyléther, diméthoxyméthane, diméthoxyéthane, éthanol,
3 0 méthoxyéthanol, propanof, 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,
12
l'éthylpropylamine, l'éthanolamine, la cyclohexylamine, la morpholine
pyrridique, l'éthylènediamine, utilisés seuls ou en mélange.
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 ëtre par
exemple comprise entre +10 et -60°C et de préférence entre -10 et -
40°C
pour une pression de gaz comprise par exemple entre 0,1 et 25 MPa et de
prëférence entre 0,2 et 10 MPa. Cette réfrigération peut être assurée soit
1 0 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.
La gaz déhydraté sortant de l'étape de refroidissement (c) peut faire l'objet
d'un traitement complémentaire. II peut être nécessaire en particulier
1 S d'éliminer au. moins en partie les gaz acides qu'il contient. Dans ce cas,
il
est avantageux d'utiliser le même solvant que celui qui est utilisé pour
inhiber la formation d'hydrates, par exemple le méthanol, à 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
2 0 lavage peut être alors régénéré par abaissement de pression et/ou
chauffage et recyclé. Le gaz déshydraté et désacidifié au moins en partie
est soutiré.
Différents équipements connus de l'homme de l'art peuvent ëtre utilisés
2 5 pour réaliser les différentes étapes du procédé.
Tout autre dispositif connu de l'homme de l'art permettant de réaliser un tel
contact entre le phase liquide et la phase gazeuse peut ëtre également
utilisé. Un tel dispositif peut être par exemple constitué par un contacteur
3 0 centrifuge introduit dans le puits dans lequel l'écoulement à contre-
courant
des deux phases s'effectue sous l'effet non plus de la gravité mais sous
l'effet d'une force centrifuge, en vue de réaliser un dispositif de séparation
de phases.
3 S Le procédé selon l'invention peut être illustré par l'exemple suivant : '
209~'~~~
13
EXE~ ;
Dans cet exemple, on procède selon le schéma de la figure 1. Un gaz
naturel est produit sur un site, et traverse le puits vertical sur une hauteur
totale de 1000 mètres. Sa pression est de 7,5 MPa (abs) et sa température
dans le puits est de 80°C ; sa composition est donnée sur le tableau 1
et i9
est saturé en eau. Son débit est de 12,3 tonnes/h, ce qui correspond à 0,35
million de normaux mètres cube par jour.
CONSTITUANT % Poids
C02 5,1
Mthane 76,2
thane g,2
Propane 5,6
Isobutane 1,1
N-butane 2,1
Isopentane 0,6
N-pentane 0,6
C6+ 0,5
II est mis en contacvt , dans la zone de contact G1 à l'intérieur du puits
vertical, avec 157 kg/h d°un mélange constitué d'eau, de 49,2 % poids
de
1 5 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 vapeur d'eau de méthanol et triéthylamine. En fond, on renvoie au
réservoir une phase aqueuse d'un débit de 77,7 kg/h et contenant moins de
2 0 0,1 % poids de méthanol et une quantité non détectable de triéthylamine.
La phase gazeuse de tête du puits est transportée dans la conduite 3 qui
est un gazoduc sous-marin de 0,09 mètre de diamètre sur une distance de
11,2 km et arrive par ie conduit 5 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
~ 5 refroidï jusqu°à une température de -15°C dans l'échangeur
de chaleur E1
~Q~~'~~.4
14
par un fluide frigorigène extérieur au procédé par exemple du propane à
25°C ; ce refroidissement provoque une condensation partielle du gaz.
Le mélange refroidi sortant de l'échangeur E1 par le conduit 8 est constitué
du gaz non condensé et d'une part de 155,1 kg/h d'une phase liquide
aqueuse d'un mélange d'eau, de méthanol et de triéthylamine, d'autre part
de 41 kg/h d'une phase liquide d'hydrocarbures. 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'hydrocarbures est soutirée par
1 0 le conduit 7 et est récupérée. La phase liquide aqueuse est soutirée par
le
conduit 8, additionnée d'un appoint constitué de 1,9 kg/h de méthanol et de
0,002 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
1 S arrive par le conduit 4 pour être recyclée en amont de la tëte du puits.
