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LE PROCESS DEGAZOLINAGE

MANUEL DE FORMATION COURS EXP-PR-PR170 Révision 0.2

Exploration et Production Le Process Dégazolinage

LE PROCESS DEGAZOLINAGE SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................4 2. FONCTION ......................................................................................................................5 2.1. A QUOI CA SERT ? ..................................................................................................5 2.2. PRODUIT FINI ..........................................................................................................7 2.2.1. Composition du gaz naturel...............................................................................7 2.2.2. Provenance des condensats .............................................................................8 2.2.2.1. La famille des paraffines ou alcanes ............................................................8 Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone limité à quatre ......................9 Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone supérieur à quatre ...............9 Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone supérieur à quinze ...............9 2.2.2.2. Désignation commerciale usuelle des hydrocarbures légers du gaz naturel ................................................................................................................................10 2.2.3. Rappel sur l’interprétation de l’enveloppe de phase........................................11 2.2.4. Spécifications requises pour le Gaz Commercial ............................................14 2.2.5. Spécifications de transport pour le gaz ...........................................................16 2.2.6. Spécifications requises pour les Condensats extraits du GN ..........................18 2.2.7. Incidence des composants d'un gaz sur son comportement ...........................19 2.3. EXEMPLE ...............................................................................................................20 3. DIFFERENTS TYPES....................................................................................................22 3.1. REFRIGERATION PAR DETENTE ISENTHALPIQUE (VANNE DE DETENTE) ....23 3.1.1. Généralités ......................................................................................................23 3.1.2. Description générale .......................................................................................23 3.2. REFRIGERATION PAR DETENTE POLYTROPIQUE (TURBINE D'EXPANSION)26 3.3. REFRIGERATION PAR MACHINE FRIGORIFIQUE ..............................................28 3.3.1. Généralités ......................................................................................................28 3.3.2. Fonctionnement d'une machine frigorifique .....................................................28 3.3.3. Principe de fonctionnement d’une boucle de refroidissement externe ............30 3.4. PROCEDE D'EXTRACTION DES CONDENSATS PAR ABSORPTION ................32 4. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS PROCEDES ........................34 4.1. PROCEDE AVEC VANNE JOULE-THOMSON ......................................................34 4.1.1. Avantages .......................................................................................................34 4.1.2. Inconvénients ..................................................................................................34 4.1.3. Utilisation.........................................................................................................35 4.2. DETENTE ISENTROPIQUE ...................................................................................35 4.2.1. Avantages .......................................................................................................35 4.2.2. Inconvénients ..................................................................................................35 4.2.3. Utilisation.........................................................................................................36 4.3. REFRIGERATION PAR MACHINE FRIGORIFIQUE ..............................................36 4.3.1. Avantages .......................................................................................................36 4.3.2. Inconvénients ..................................................................................................37 5. LOCALISATION PROCESS ..........................................................................................38 Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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6. REPRESENTATION ......................................................................................................40 6.1. Le P.F.D. .................................................................................................................40 6.2. Exemple typique: Boucle de refroidissement externe du champ de gaz producteur Peciko ............................................................................................................................42 6.2.1. Généralités ......................................................................................................42 6.2.2. Description de la séparation primaire ..............................................................42 7. COMMENT ÇA MARCHE ?...........................................................................................55 7.1. Description d'une boucle de refroidissement simple ...............................................55 8. CONDUITE DES UNITES D'EXTRACTION DES CONDENSATS ................................57 8.1. PARAMÈTRES DE FONCTIONNEMENT...............................................................57 8.1.1. Paramètres de fonctionnement d'une unité avec boucle de refroidissement externe ......................................................................................................................57 8.1.2. Paramètres de fonctionnement d'une unité avec vannes Joule Thomson.......58 9. TROUBLE SHOOTING..................................................................................................59 9.1. Unité d'extraction avec vannes Joule Thomson ......................................................59 9.2. Unité d'extraction avec boucle de refroidissement externe .....................................59 10. EXERCICES ................................................................................................................62 11. SOMMAIRE DES FIGURES ........................................................................................64 12. SOMMAIRE DES TABLES ..........................................................................................65 13. CORRIGE DES EXERCICES ......................................................................................66

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1. OBJECTIFS Après l'étude du module Dégazolinage, l'opérateur doit connaître : Les raisons de la nécessité de l'extraction des Condensats des Gaz Naturels le principe qui conduit à l'extraction de ces Condensats Les trois procédés les plus utilisés pour l'extraction des Condensats Décrire un exemple d'unité d'extraction des Condensats Décrire la constitution d'une boucle de réfrigération externe Les paramètres opératoires principaux à suivre Les problèmes courants qui peuvent survenir dans ce genre d'unités


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2. FONCTION 2.1. A QUOI CA SERT ? Lors de l’extraction du gaz naturel, la détente, à la tête de puits par exemple, génère du froid et provoque ainsi la condensation des hydrocarbures C5 à C8, qui étaient gazeux aux conditions du réservoir. Les liquides récupérés, appelés « condensats » de gaz naturel correspondent à un pétrole extrêmement léger, de très haute valeur (donnant de l’essence et du naphta). Tout le reste (hydrocarbures C1 à C4, CO2, H2S et He) est gazeux à température ambiante et acheminé par gazoduc vers une usine de traitement du gaz. Il faut donc deux réseaux de collectes, un pour le gaz et un pour les condensats. Réinjection

Gas lift

Puits producteurs Traitement sur champ pour transport par pipeline

Gisement de gaz naturel

Traitement pour liquéfaction

Pipeline ou réseau de consommation Méthaniers G.N.L.

Constituants indésirables Constituants indésirables

Gaz associé C1+C2+C3+C4 Traitement sur champ pour transport par bateau ou pipeline

Gisement de pétrole brut

Traitement pour livraison à un réseau de consommation

Pipeline ou bateau

Pétrole brut stabilisé, déshydraté et dessalé

Constituants indésirables

Figure 1: Schéma simplifié des opérations de traitement à réaliser sur champ producteur Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Alors quelles sont les raisons pour lesquelles nous devons retirer les condensats du gaz naturel ? Pour permettre la recompression du gaz pour pouvoir l’expédier il faut impérativement se débarrasser des condensats susceptibles d’endommager sérieusement les unités de recompression. Les lourds dans le gaz (C5+) peuvent condenser dans les lignes de transport en provoquant une réduction de la section de passage du gaz dans les lignes et par conséquence, une augmentation des pertes de charge et des arrêts intempestifs de production. Il est donc impératif de respecter les normes et spécifications du gaz commercial. Danger : Pour les consommateurs (en effet un brûleur à gaz ne doit pas recevoir de liquide sinon la flamme s’éteint et du coup il y a un risque d’explosion du nuage gazeux formé… Enfin, comme nous l’avons dit précédemment ces condensats correspondent à un pétrole extrêmement léger. Ce produit, à haute valeur ajouté, sera utilisé dans les raffineries ou il sera réintroduit dans les bruts


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2.2. PRODUIT FINI Dans ce chapitre nous parlerons successivement de la composition des gaz naturels, de la provenance des condensats et enfin nous ferons quelques rappels sur l’interprétation de l’enveloppe de phase pour bien comprendre le phénomène de condensation. Pour finir, comme le titre de ce chapitre l’indique, nous parlerons des spécifications requises pour un gaz naturel commercial selon l’European Consortium ainsi que des spécifications requises pour les condensats.

2.2.1. Composition du gaz naturel Chaque gaz naturel, même s'il reste majoritairement constitué de méthane, a une composition qui varie d'un gisement à un autre. Le tableau ci-dessous représente les différentes compositions d'effluents de gaz naturels

Composition (% volume)

Lacq Profond

N2 He H2S CO2 C1 C2 C3 C4 C5 C6+

1.50 15.30 9.30 69.00 3.00 0.90 0.50 0.20 0.30

Parentis Groningue 73.60 10.20 7.60 5.00 1.70 1.90

0.01 0.89 81.30 2.85 0.37 0.14 0.04 0.05

Sans Salvo Cupelio Réserve 2

Frigg

Hassi R'Mel

21.62 0.06 8.40 60.18 5.49 2.78 0.94 0.33 0.20

0.40 0.30 95.59 3.60 0.04 0.01 0.06

5.84 0.19 0.21 83.72 6.76 2.09 0.82 0.22 0.15

Table 1: Exemples de compositions de gaz naturels Comme nous venons de le voir les gisements de gaz naturel peuvent être de composition sensiblement différentes. Pour cela, ils sont classés en différentes catégories selon leur composition : le gaz sec, le gaz humide ou encore le gaz à condensat. Le schéma ci-dessous représente les risques d’arrivée de liquide sur les différents types de gisement à gaz.


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P

B

300

A

C

PC 200

Cheminement en P et T

S S 0

TCC 100

T (° C)

Figure 2: Caractérisation des gisement à gaz A = Gaz Sec (jamais de liquides) B = Gaz Humide (liquides en surfaces) C = Gaz à Condensats (peut déposer des liquides dans le réservoir) => rétrograde

2.2.2. Provenance des condensats Ils font partie de la famille des paraffines ayant un nombre d’atomes supérieur à quatre (C5+). Rappels : Qu’est ce que sont les paraffines ? 2.2.2.1. La famille des paraffines ou alcanes Ce sont des hydrocarbures dits "saturés" car ils ne possèdent dans leur structure que des liaisons simples. Formule chimique : Cn H2n + 2 (signifie que à chaque atome de carbone est associé 2n + 2 atomes d'hydrogène. ex. : CH4, C2H6, C3H8).


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On distingue deux types d'alcanes qui ont la même formule mais des structures différentes: en chaîne droite pour les normal-paraffines, en chaîne droite avec branchements droits pour les iso-paraffines. Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone limité à quatre Ce sont les principaux constituants des gaz livrés aux réseaux de distribution de gaz. On distingue : méthane C1, éthane C2, propane C3 et les butanes C4 (normal+iso). Ils sont gazeux sous la pression atmosphérique normale et à la température de 15 °C et sont nommés "légers" ou "light" en équivalent anglais. Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone supérieur à quatre Ils sont liquides sous la pression atmosphérique normale et à 15 °C et sont nommés "lourds" ou "heavy" en terme anglais. Regroupés sous la désignation C5+, ils représentent les constituants essentiels des condensats ou gazolines naturelles ainsi que les pétroles bruts. Ils sont stockés à la pression atmosphérique et transportés par pipe ou bateau. C’est de ces derniers dont nous parlerons dans ce cours Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone supérieur à quinze Ils sont solides à la pression atmosphérique et 15 °C. Très visqueux, ils ont tendance à se gélifier aux conditions normales de stockage et de transport pour de fortes concentrations et imposent par ce fait des dispositions particulières de traitement. Ils sont nommés "paraffiniques".


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2.2.2.2. Désignation commerciale usuelle des hydrocarbures légers du gaz

naturel Méthane C1 GNL LNG

Ethane

Propanes

Butanes

Pentanes

C2

C3

C4

C5

Hexanes Benzène C6

Heptanes Toluène C7+

LGN NGL GPL LPG PROPANE BUTANE CONDENSATS, GASOLINE

Table 2: Désignation commerciale usuelle des hydrocarbures légers du gaz naturel GNL : Gaz Naturel Liquéfié (LNG : Liquified Natural Gas en anglais) LGN : Liquides de Gaz Naturel (NGL : Natural Gas Liquids en anglais) GPL : Gaz de Pétrole Liquifié (LPG Liquified Petroleum Gas en anglais) Remarque : Parfois, le GNL contient également les GPL voire plus. Ils sont laissés dedans car une phase de fractionnement est prévue chez le client final (flèche en pointillée sur la table 2).


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2.2.3. Rappel sur l’interprétation de l’enveloppe de phase Lorsque l’on a un hydrocarbure, on peut deviner son comportement en fonction de P et T sur un diagramme d’enveloppe de phase comme ci-dessous.

CB

Pcb Liquide P

Courbe de Bulle

Point de Bulle

Liquide + Vapeur

0% Vaporisé

Domaine Critique

CT Point de Rosée

Courbe de Rosée

Vapeur

100 % Vaporisé

tb

tr tCT

T

Figure 3: Enveloppe de phase (rappels) Rappels et définitions de l’environnement de l’enveloppe de phase Température de bulle(tb) d'un liquide que l'on chauffe à pression constante : température à laquelle apparaît la première bulle de vapeur. Pression de bulle(P) d'un liquide que l'on détend à température constante : pression à laquelle apparaît la première bulle de vapeur. Température de rosée(tr) d'un gaz que l'on refroidit à pression constante : température à laquelle apparaît la première bulle de liquide. Courbe de rosée : ensemble des points de rosée. Courbe de bulle : ensemble des points de bulle. Point critique C : point commun aux deux courbes (correspond à la pression critique Pc et à la température critique Tc - voir figure 4). Enveloppe de phase : ensemble des courbes de bulle et de rosée. Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Bien que peu utilisé, on désigne par : Cricondenbar (CB) : le point de l'enveloppe de phase qui a la pression la plus élevée Pcb. Cricondentherm (CT) : point de l'enveloppe de phase qui a la température la plus élevée tCT. Rappels du phénomène de condensation d’un mélange d’hydrocarbures par rapport à l’enveloppe de phase :

Pc

Tc Figure 4: Enveloppe de phase A partir de ce diagramme on peut voir : a. A pression constante lorsque l’on part du point A et en diminuant la température, en arrivant en B on commence à avoir du liquide. Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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b. A température constante lorsque l’on part du point A’ et en diminuant la pression, en arrivant en B’ on commence aussi à avoir du liquide. c. Lorsque l’on part du point X et en diminuant la température et la pression, en arrivant en X’ on commence à avoir du liquide. C’est le cas par exemple pour la production lorsque l’on passe des conditions réservoir aux conditions surface. De même, c’est aussi le cas lorsque l’on passe de la tête de puits au stockage par exemple. Pendant la production (du fond de puits à la surface), la pression diminue (du à l’écoulement et à la variation de niveau) et que ceci s’accompagne d’une chute de température (liée à l’expansion des gaz et si c’est le cas la vaporisation partielle du liquide)


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2.2.4. Spécifications requises pour le Gaz Commercial L'extraction des Condensats est la conséquence primaire des spécifications imposées à un gaz naturel pour qu'il soit commercialisable. Le tableau qui suit nous donne les spécifications requises pour le gaz commercial.

Table 3: Spécifications du gaz commercial Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Commentaires du tableau précédents donnant les spécifications du gaz commercial : Teneur en H2S : En général de 1.5 à 4 ppm vol. maximum Sa forte toxicité impose des traitements spécifiques permettant de diminuer sa teneur en fonction des spécifications de transports ou commerciales. Risques de toxicité, en plus du risque d'inflammation lié au gaz naturel, lors de mise à l'atmosphère permanente ou accidentelle. Soufre total et autres contaminants : Teneurs maximales en composés soufrés : de 50 à 150 mg/Sm3 maximum Sont aussi considérés comme des impuretés, les composés soufrés qui sont les plus gênants mais aussi l'oxygène, l'azote et même des atomes métalliques tels que le nickel et le vanadium. Nota : l'oxygène n'est pas un contaminant naturel du gaz produit mais il apparaît souvent dans les analyses. Son apparition est due aux entrées d'air dans les installations à basse pression. Il peut être corrosif et dans certaines proportions, former aussi un mélange explosif avec le gaz. Teneur en CO2 : De 2 à 3 % molaire maximum Le CO2 diminue le pouvoir calorifique du gaz naturel car il ne fournit pas de chaleur de combustion. Il est donc extrait, généralement lorsqu’il est enlevé en même temps que l'H2S dans différents procédés. Il doit être éliminé quand le gaz doit être refroidi dans certains domaines (essentiellement dans le cas de liquéfaction –GNL) de température (cristallisation ⇒ bouchages). Point de rosée o Point de rosée eau : de l'ordre de – 15 °C à 70 bar. o Point de rosée hydrocarbure : de l'ordre de – 2 °C à 70 bar Pouvoir calorifique o Pouvoir calorifique inférieur : C'est la quantité de chaleur, que dégage la combustion complète à pression constante (de 1.01325 bar), de 1 kg de combustible liquide ou de 1 m3 de gaz (conditions normales).


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Les produits de la combustion sont ramenés à la température de 0°C et l'eau provenant de la saturation en eau du combustible est supposée rester à l'état vapeur à cette température. o Pouvoir calorifique supérieur : Même définition que pour le PCI mais l'eau est supposée totalement condensée à 0°C.

2.2.5. Spécifications de transport pour le gaz Point de rosée eau Il s'exprime en °C pour une pression donnée (ex : - 15°C à 70 bar a). Par exemple : le gaz expédié par pipe du champ de Frigg impose - 5°C à 140 bar a. ce qui correspond en fait à imposer une teneur en eau maximale dans le gaz. Les problèmes de transport liés à la présence d'eau dans le gaz sont les suivants : -

l'eau à l’état liquide est responsable de la plupart des formes de corrosion lorsqu'elle est associée à des gaz acides (H2S et CO2) ou à des sels (carbonates de calcium),

-

risques de formation d'hydrates. Le phénomène de formation d'hydrates constitue le problème majeur dans la production et le transport du gaz naturel. Il conduit à l'obstruction des conduites et des équipements donc à des arrêts de production et des risques de surpression pour les installations.

-

formation de bouchons d'eau. Les dépôts d'eau par condensation dans les conduites ou les entraînements d'eau libre de gisement peuvent engendrer de fortes pertes de charge avec des risques d'érosion et de "coup de bélier" des bouchons liquides.

Teneur en H. C. liquide La teneur en condensat s'exprime en g/Sm3. Équivalent au point de rosée hydrocarbures en °C. Par exemple : le transport par conduite du gaz produit sur Frigg impose un maximum de 5 g/Sm3. Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Ce qui correspond à un point de rosée hydrocarbure de 7 °C à 50 bar a. Lorsque l'on est en présence d'un gaz naturel à condensat, on peut avoir des dépôts liquides de condensats dans les conduites. Les lourds dans le gaz (C5+) peuvent condenser dans les lignes de transport en provoquant une réduction de la section de passage du gaz dans les lignes et par conséquence, une augmentation des pertes de charge et des arrêts intempestifs de production. Définition de l’indice de Wobbe : Cet indice est utilisé, dans les applications domestiques du gaz, pour déterminer les pressions d'alimentation à appliquer à un injecteur pour conserver la puissance pour des pressions variables. Il se définit comme le rapport du pouvoir calorifique supérieur (PcS) du gaz (kWh/m3) par la racine carrée de la densité du dit fluide : W = PcS / d0.5


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2.2.6. Spécifications requises pour les Condensats extraits du GN Pour diverses raisons de sécurité pour le transport, les manipulations & l'utilisation il y a aussi des spécifications à respecter dans les caractéristiques des Condensats extraits. Le tableau ci-dessous nous montre ces spécifications :

Table 4: Spécifications des condensats RVP(Reid Vapour Pressure) :pression de vapeur selon Reid La tension de vapeur Reid (TVR) est la pression développée par les vapeurs d’un produit pétrolier contenu dans une bombe normalisée à la température de 37,8°C. Cet essai s’applique surtout aux carburants auto. La valeur de la tension de vapeur Reid dépend directement de la teneur du produit en constituants volatils à forte tension de vapeur. La TVR intervient également pour caractériser l'aptitude d'un carburant à se vaporiser. Ne pas confondre avec la vraie pression de vapeur. La pression de vapeur d'un produit est synonyme de sa tension de vapeur. Celle ci est directement liée à sa composition et elle est d'autant plus élevée que le produit contient des composés volatils. Limiter la tension de vapeur d'un produit revient donc à limiter la quantité de prouits légers qu'il peut contenir. Cette limitation est évidemment en relation directe avec les caractéristiques des stockages pour ce qui est de leur résistance à la pression.


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2.2.7. Incidence des composants d'un gaz sur son comportement La composition du gaz a un impact important sur son comportement et sur la forme de son enveloppe de phase sur une représentation pression - température. Le graphique cidessous "exemple de forme d’enveloppe d’un gaz fonction de sa composition" montre cette influence. L’enveloppe des phases est d’autant plus volumineuse (et le cricondenbar est d’autant plus élevé) que la gamme de « volatilité » des hydrocarbures composant le mélange est large. Ces échelles augmentent avec le nombre de carbone contenu dans le composant le plus lourd.

Figure 5: Exemple d’enveloppes d'un gaz et sa composition en % molaire


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2.3. EXEMPLE Comme nous venons de le voir, lorsque le fluide s'écoule entre le réservoir et le séparateur primaire, il subit une chute de pression. Dans le tubing de production du puits (poids de colonne + pertes de charge) Dans la ligne de collecte (pertes de charge + dénivelé). Cette chute de pression s'accompagne aussi d'une chute de température importante qui se traduit par la formation d’eau liquide et parfois de condensats. Si on représente l'évolution de la pression et de la température dans une installation de traitement du gaz dans le diagramme de l'enveloppe de phase (schéma ci-après), on remarque : la première goutte de condensation hydrocarbure s'effectue au point A. Dans cet exemple le point A se situe sur la courbe de rosée tout simplement parce que le gaz arrivant ici provient d’un séparateur (séparateur primaire) où les condensats déjà générés en amont ont été retirés. l'enveloppe de phase évolue au fur et à mesure de la condensation des hydrocarbures lourds et jusqu'à obtenir une enveloppe de phase qui garantit de ne plus avoir de condensation dans l'ouvrage en aval du traitement.

Figure 6: Exemple de refroidissement


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Dans cet exemple on part du point A. Les segments AB et BC qui sont deux échangeurs en série (refroidissement du gaz). La pression reste quasiment constante (faible pertes de charge) et la température décroît rapidement. Le fait de rentrer dans l'enveloppe de phase entraîne une condensation d'hydrocarbures lourds qui seront soutirés dans des séparateurs aux points B et C. Le segment CD représente une détente du gaz HP au travers d'une vanne. Cette détente permet de refroidir le gaz (effet Joule – Thomson) et une nouvelle extraction d'hydrocarbures lourds est réalisée en aval de la vanne de détente (point D). Le segment DE représente une recompression du gaz qui entraîne aussi un réchauffement du gaz. Le segment EF représente les pertes de charges à température ambiante dans le réseau. On remarque que notre objectif est atteint puisque le but de l'opération est d'éviter la condensation dans le réseau FE. En effet, le point E se situe en dehors de la nouvelle enveloppe de phase du gaz.


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3. DIFFERENTS TYPES L’extraction des C5+ s'effectue principalement en refroidissant le gaz. Cette réfrigération permet de condenser les hydrocarbures les plus lourds avec un taux de récupération qui dépend essentiellement de la chute de température atteinte. On utilise comme procédés d’extraction des condensats : la réfrigération par détente isenthalpique (détente vanne), la réfrigération par détente polytropique (turbine d'expansion), la réfrigération par machine frigorifique (réfrigération par cycle mécanique extérieur). Représentation de l'effet des différents procédés d’extraction des condensats par réfrigération sur l'enveloppe de phase du gaz naturel sortie séparation primaire.

Pression

Ps

A

B C D

(2)

(1)

(2) (2) Ts

Température °C

Figure 7: Représentation de l'effet des différents procédés de dégazolinage par réfrigération sur l'enveloppe de phase du gaz naturel sortie séparation primaire AB : traitement par réfrigération externe. AC : traitement par turbine d'expansion. AD : traitement par détente vanne. L'objectif de l’extraction des condensats consiste à condenser les hydrocarbures les plus lourds, ce qui revient à modifier l'enveloppe de phase qui s'écrase vers la gauche du diagramme avec une récupération de liquide hydrocarbure qui dépend essentiellement du niveau de température atteint.


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Dans ce chapitre nous allons décrire les différents procédés d’extraction des condensats décrits succinctement ci-dessus et nous aborderons aussi l’extraction des condensats par absorption.

3.1. REFRIGERATION PAR DETENTE ISENTHALPIQUE (VANNE DE DETENTE) 3.1.1. Généralités Appelée aussi "Cold frac", la détente d'un gaz haute pression au travers d'une vanne permet de refroidir le gaz par effet Joule-Thomson (environ 0.5 °C par bar). Ce procédé simple impose d'effectuer une injection de DEG ou MEG en amont de la vanne, si une étape de déshydratation n’a pas été prévue en amont, afin d'éviter de former des hydrates. Pour information, le MeOH est souvent évité car il y a beaucoup de perte dans le gaz. Les condensats (essentiellement des C5+) sont récupérés avec un taux faible dans un séparateur froid LTS (low température separator). Au besoin, le gaz peut alors être recomprimé.(tout dépendra de la pression de départ et de celle d’export)

3.1.2. Description générale Le gaz sortant de séparation primaire est: pré refroidi à travers un échangeur Gaz de Séparation (riche) / Gaz Pauvre, ( Gas to Gas Exchanger sur la Figure 2 ) refroidi par détente isenthalpique dans la(s) vanne(s) JT où une partie des HC sont condensés, puis récupérés sous forme liquide dans le Séparateur Froid, leur Tension de Vapeur peut être ensuite stabilisée dans une colonne de stabilisation le Gaz Pauvre froid sortant du Séparateur Froid, est réchauffé en passant dans l'échangeur Gaz de Séparation( riche) / Gaz Pauvre dans lequel il récupère les calories du Gaz Riche Ce gaz peut ensuite subir d'autres opérations en fonction de l'utilisation qu'on lui prévoit, comme par exemple le fractionnement pour extraire les GPL ( LPG ) ( voir l’extraction du C2 pour base de fabrication des polyéthylènes comme en Norvège par exemple sur le site de Karstoe ) puis Re-compression des C2 et ( C1 ) et expédition par pipeline où à l'autre extrémité du pipe il pourra être liquéfié en GNL ( LNG ) ou distribué dans un réseau de Gaz Naturel ( GN ). Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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JT Valve

Figure 8: Principe d'extraction des Condensats du GN par détente isenthalpique à travers une vanne Joule Thomson

Nota : la baisse de température à travers une vanne Joule Thomson est de l'ordre de 0.5°C / 1Bar). Le diagramme de phase pour la récupération des condensats avec une vanne Joule Thomson, ci-dessous, montre l'enveloppe de phase du gaz riche naturel quittant le séparateur primaire de l'usine traitant le gaz respectivement d’Alwyn (ROYAUME-UNI) et d’Heimdal (lNorvège). (Le séparateur primaire est le premier séparateur en aval de la tête de puits).

Figure 9: Diagramme de phase pour la récupération des condensats avec une vanne Joule Thomson Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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L'extrémité de la première flèche montre la diminution de température à travers l’échangeur Gaz Riche / Gaz Pauvre. L'extrémité de la deuxième flèche, sur l’enveloppe de phase du gaz pauvre correspond aux conditions du séparateur froid, tandis que l'origine de la 2ème flèche (ou l'extrémité de la première flèche) correspond aux conditions en amont de la vanne Joule –Thomson. Généralement, le gaz en sortie doit être recomprimé à la pression d'admission du pipeline d’export s'il a été détendu à une pression inférieure. Aussi le procédé Joule-Thomson est très intéressant lorsque le gaz sortant de la tête de puits est produit à une très haute pression et peut être détendu(par le procédé JT) à la pression de ligne d'exportation sans recompression. Si le gaz doit être recomprimé, le procédé J-T est pénalisé par l’acquisition obligatoire d’une recompression. Le tableau de la composition des gaz Riche et Pauvre montre que la concentration du gaz en C5+ a baissé.


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3.2. REFRIGERATION PAR DETENTE POLYTROPIQUE (TURBINE D'EXPANSION) Ce procédé est basé sur l'utilisation d'une turbine de détente (expandeur) à travers laquelle le gaz se détend et se refroidit.

Figure 10: Turbo-expander de l'Usine De Lacq (France) Le travail fournit par l'énergie du gaz est récupéré sur l'arbre de la turbine qui est couplé à un compresseur. Par comparaison à la vanne JT, détendre dans une turbine permet de faire chuter « plus rapidement la température » (un petit 1°/bar de chute de pression : environ le double). Puisque on bénéficie de l’effet Joule Thomson + le fait que le gaz travaille (fait tourner la turbine) ce qui lui fait perdre de l’énergie (d’où une deuxième raison pour faire chuter la température !!!) L'utilisation d'une turbine d'expansion impose de déshydrater le gaz en amont (tamis moléculaires ou absorption au TEG). Déshydratation au glycol

ou tamis moléculaire

Gaz aux spécifications Expansion

Compression

Liquide

Figure 11: Schéma de principe d’une détente polytropique (turbine d'expansion)


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Figure 12: Schéma de principe du Turbo-Expandeur de Lacq

Courbe de bulle 4’ Courbe de rosée

Figure 13: Détente turbo expander - Détente vanne Détente par expandeur → Rapprochement de la courbe de bulle → récupération de plus de condensats Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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3.3. REFRIGERATION PAR MACHINE FRIGORIFIQUE 3.3.1. Généralités C'est le type de traitement le plus classique si on veut obtenir une bonne récupération. L'équipement nécessaire est bien connu et il est possible de travailler dans une large fourchette de pressions et de températures. Injection glycol

Gaz ou spécification

Compression (option) Réfrigération externe Glycol vers régénération Liquide

Figure 14: Schéma du procédé d’extraction des condensats utilisant une boucle de réfrigération externe

3.3.2. Fonctionnement d'une machine frigorifique Le fluide frigorigène effectue un cycle classique comprenant une compression, condensation, détente, puis vaporisation par échange thermique avec le gaz à refroidir ( apport de chaleur latente )qui circule dans des faisceaux de tubes. Le réfrigérant est alors dirigé vers le compresseur pour un nouveau cycle. Les principaux fluides frigorigènes utilisés sont : le propane (pour la condensation des LPG) l'ammoniac (pour la condensation de LPG ) le fréon (température LTS > - 10°C) le propane (il est souvent utilisé car produit sur place mais il a l'inconvénient d'être combustible) méthane (très basse températures) Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Condenseur

Q1

C

B

WM

Vanne

Compresseur K Q2 D

A

Évaporateur Q1

Pression Liquide HP

BP

C

B

Gaz A

D

Q2

WM

Enthalpie Figure 15: Schéma de principe d'un cycle frigorifique Légende : CD DA AB BC Q1 Q2 Wm

: : : : : : :

détente isenthalpique dans la vanne échangeur évaporateur fluide frigorigène (refroidissement du gaz traité Q2) compression isentropique refroidissement par eau ou air (Q1) et condensation fluide frigorigène chaleur rejetée au condenseur échange thermique avec le gaz à refroidir énergie nécessaire à la recompression


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3.3.3. Principe de fonctionnement d’une boucle de refroidissement externe L'échangeur gaz/gaz récupère la réfrigération complémentaire, provenant du Gaz Pauvre quittant le séparateur froid, et utilise cette dernière à contre-courant du gaz chaud d'admission comme nous pouvons le voir sur le schéma suivant. Cette phase permettant d’abaisser préalablement la température de la charge avant d’entrer dans l’échangeur (chiller) refroidit par la boucle de froid externe.

Figure 16: Schéma décrivant le principe d'une boucle externe de refroidissement La température du gaz pauvre froid quittant cet échangeur s'approche de celle du gaz riche chaud entrant dans ce même échangeur.. Le liquide réfrigérant refroidi le gaz de procédé dans un "chiller" qui est typiquement échangeur de chaleur à calandre constitué par un ensemble de tubes contenu dans un corps cylindrique. Le gaz procédé, circulant à l'intérieur des tubes du chiller, cède ses calories au réfrigérant liquide entourant les tubes. Le liquide réfrigérant bout et quitte l’espace vapeur du chiller essentiellement sous forme de vapeur saturée.


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Figure 17: Diagramme de phase pour la récupération des condensats avec une boucle de refroidissement externe Le tableau de composition des gaz riche nous montre que la concentration du gaz en C5+ a baissé.


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3.4. PROCEDE D'EXTRACTION DES CONDENSATS PAR ABSORPTION Dans le procédé d'absorption d’huile pauvre, « l’huile pauvre » qui est du type kérozène (mélange de nonane, decane et plus lourd) est utilisé pour récupérer le butane et une partie du de propane présent dans le gaz riche. Typiquement le gaz d’entrée est refroidi par un échangeur thermique dans lequel circule à contre courant le gaz de sortie provenant de la colonne d’absorption. Un refroidisseur est situé ensuite avant l'entrée de l'absorbant pour finir le refroidissement du gaz. L'absorption est exécutée dans une colonne d’absorption « l’huile pauvre » et « gaz riche » entrent en contact par l’intermédiaire de plateaux ou de garnitures. Le gaz alimente la colonne par le bas et la quitte par son sommet. Alors que « l’huile pauvre » d'absorption arrive en haut de la colonne et coule à faible débit vers le bas, sur des plateaux ou des garnitures selon le type d’interne de la colonne. Descendant à contrecourant des gaz dans une colonne d'absorption, le gaz est absorbé par l'huile liquide et récupère les fractions volatiles

Figure 18: Diagramme simplifié d'une unité d'aborption des condensats lourds


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« L'huile pauvre » d’absorption, devenue riche en hydrocarbures légers, quitte la colonne par le bas, et alimente le de-ethanizer pour éliminer les composants légers comme le méthane et l’éthane. Dans la plupart des installations pétrolières, le dé-éthaniseur d’huile riche (ROD en anglais :Rich Oil De-ethanizer) récupère le méthane et l’éthane en même temps, puisque seulement très peu d’éthane est récupéré par l’« l'huile pauvre ». Si seul le méthane été rejeté par l'unité ROD, alors il peut être nécessaire d'installer une colonne de-éthaniseur en aval pour faire de l’éthane et éviter ainsi à l’éthane de contaminer les autres produits fabriqués par l’usine. (Contamination due à laugmentation de la tenssion de vapeur des autres produits liquides). Le ROD est semblable à une tour de stabilisation froide l'huile riche. De la chaleur est ajoutée en fond de colonne pour s’assurer d’avoir chassé presque tout le méthane (et très probablement de l’éthane) du produit de fond en échangeant la chaleur avec le l'huile pauvre chaude provenant de la colonne « still ». Un reflux est fournit par un débit d'huile pauvre froide injecté au sommet de la colonne ROD. Le gaz sortant au sommet de cette colonne est utilisé comme combustible pour l'usine La quantité de composants intermédiaires flashés avec le gaz peut être contrôlée en ajustant le taux de reflux. L'huile d'absorption est envoyée alors vers la colonne STILL où elle est chauffée à une assez haute température pour s’assurer de l’évacuation du propane, du butane, des pentanes et des autres liquides de gaz naturel par le sommet de cette colonne. Cette colonne est semblable à une colonne de stabilisation de brut avec son reflux. Plus la température de fond s'approche de la température de rebouillage de l'huile pauvre, plus l'huile pauvre qui sera recirculée vers l'absorbant sera pur et donc meilleur sera l’absorption. Le contrôle de température permet de réduire au maximum les pertes d’huile pauvre vers le sommet de la colonne. Ainsi l'huile pauvre achève un cycle à travers lequel elle a successivement récupérée les composants légers et intermédiaires du gaz avant de se régénérer.


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4. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS PROCEDES 4.1. PROCEDE AVEC VANNE JOULE-THOMSON

Figure 19: Schéma de principe avec vanne Joule - Thomson

4.1.1. Avantages procédé simple (pas de machine tournante), insensible aux variations de débits de gaz à traiter, investissement faible, permet de déshydrater le gaz simultanément.

4.1.2. Inconvénients faible taux de récupération de liquide (limitée essentiellement aux C5+), sensible aux variations de pression du gaz à traiter (le taux de récupération en dépend), nécessite une pression élevée en amont, nécessite une injection d'inhibiteur pour éviter la formation d'hydrates, la pression du gaz est considérablement abaissée.


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4.1.3. Utilisation Plutôt adapté aux exploitations ou le gaz n'est pas commercialisé, ce qui est de moins en moins fréquent. En cas de commercialisation, le coût d'une installation de recompression (généralement nécessaire car la pression de gisement n’est pas assez forte) lui fera préférer d'autres solutions. Consommation interne : réalisation du point de rosée H.C. pour les turbines à gaz. Utilisation en parallèle aux turbo-expanders (pour démarrage et secours « mieux que rien »)

4.2. DETENTE ISENTROPIQUE

Figure 20: Schéma de principe procédé détente isentropique

4.2.1. Avantages procédé adapté à la récupération d'éthane, le rendement d'une détente isentropique est très bonne procédé bien adapté pour la récupération additionnelle d'éthane d'un gaz déjà traité par cycle mécanique extérieur.

4.2.2. Inconvénients Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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l'utilisation d'une turbine d'expansion impose de déshydrater parfaitement le gaz en amont par unité au glycol ou tamis moléculaire, procédé hautement dépendant de la pression du gaz à traiter,

il faut une pression amont suffisamment élevée

la machine est très sensible aux variations de la pression amont (problème en cas de déplétion etc…)

nécessité d'avoir un appoint de frigories par cycle mécanique extérieur pour des taux de récupération d'éthane élevés, sensibilité aux variations de masse molaire du gaz à traiter, présence de machines tournantes (plus complexe à opérer, à maintenir, …). Coût élevé.

4.2.3. Utilisation Recherche de très bas points de rosée hydrocarbure et/ou récupération d'éthane.

4.3. REFRIGERATION PAR MACHINE FRIGORIFIQUE

Figure 21: Schéma de principe procédé de réfrigération par machine frigorifique

4.3.1. Avantages procédé permettant la récupération de LPG avec un bon taux de récupération, procédé indépendant du gaz à traiter (conserve la pression du gaz), Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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utilise des fluides frigorigènes purs dont on connaît parfaitement le comportement thermodynamique, procédé pouvant s'adapter en aval ou en amont de tout autre système de réfrigération sans en perturber le fonctionnement, procédé pouvant assurer à la fois le dégazolinage et la déshydratation du gaz.

4.3.2. Inconvénients procédé peu adapté à la récupération d'éthane dans le cas de fluides frigorigènes purs, limite pratique de réfrigération autour de - 40°C, procédé onéreux par la complexité des équipements, procédé peu adapté au dégazolinage ou extraction des LPG sur des gaz haute pression (> 80 b).


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5. LOCALISATION PROCESS Le schéma bloc ci-dessous montre clairement oû se situe la section d’extraction principale des condensats (Gazoline sur le schéma) et le complément pouvant sortir de la section fractionnement quand elle existe.

Figure 22: Exemple d'un ensemble produisant de la gazoline et des GPL à partir d'un gaz naturel Sur les schémas qui suivent, nous pouvons voir la localisation et l’environnement de chaque procédé de refroidissement et d’extraction des condensats.

20

50

50

100

Gaz Transportable

Injection de GLYCOL S Détente J.T.

Compression GLYCOL vers Régénération

Liquide Figure 23: Schéma de principe du dispositif Joule-Thomson et de son environnement


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40

30 50

Déshydratation au GLYCOL

100

Gaz Transportable

50

Expansion

Compression

30 S

Liquide

Figure 24: Schéma de principe du Turbo-Expander et de son environnement 50

50

100

Gaz Transportable

Injection de GLYCOL S Réfrigération Externe

Compression GLYCOL vers Régénération

Liquide

Figure 25: Schéma de principe d’une réfrigération externe et de son environnement


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6. REPRESENTATION Nous décrirons dans ce chapitre comment est représenté un système de récupération de condensats sur les principaux documents mis à la disposition de l’exploitant et tout particulièrement le système Joule-Thomson.

6.1. Le P.F.D. Process Flow Diagram (PFD) : Ce document, édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux. L’exemple de PFD (Process Flow Diagram) ci-dessous montre une unité d’extraction de condensats d’un gaz naturel par l’utilisation d’une vanne Joule-Thomson.


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Figure 26: PCF d'une unité d'extraction des Condensats d'un gaz naturel par l'utilisation d'une vanne Joules-Thomson Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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6.2. Exemple typique: Boucle de refroidissement externe du champ de gaz producteur Peciko 6.2.1. Généralités Le champ de gaz producteur Peciko est situé en mer à 26Km des cotes il est constitué d'une douzaine de puits (en développement) raccordés à deux plateformes reliées à l'unité de production à terre par deux pipelines de 24" Ces deux lignes aboutissent sur un manifold de 30" qui dessert une batterie de Slug-Catchers, dans lesquels sont opérés une première récupération de condensats C5+ Ensuite le gaz sortant est dirigé dans deux trains identiques de traitement constitué chacun de : Un échangeur: tubes Gaz Brut / Calandre: Gaz Froid Pauvre Un séparateur dit " chaud " ( 26°C ) Un échangeur dit " Chiller " ( application du principe de la boucle de refroidissement externe ) Un séparateur dit froid ( 12°C ) Une injection de Tri Éthylène Glycol est pratiquée en amont de chaque échangeur La gazoline ainsi récupérée dans chaque train est envoyée dans un séparateur MP puis dans un Séparateur LP, d'où elle est envoyée, par l’intermédiaire de pompe, vers une unité de stabilisation ( stockage particulier, vente au prix d'un brut léger et transport maritime possible dans des cuves à Patm) Le gaz traité est comptabilisé dans un Metering classique de quatre tubes est envoyé par pipeline à des unités de liquéfaction de GN situées à une centaine de Km.

6.2.2. Description de la séparation primaire En amont de la section proprement dite une première partie des Condensats est récupérée dans les Slug-Catchers. De là ils sont envoyés dans deux WKO (un pour chaque train )


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Figure 27: Vue d'écran de la section Traitement des condensats de Peciko Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Ils subissent un premier dégazage et une séparation de l'eau libre . Ensuite ils vont dans un Séparateur MP V4500 (36 Barg et 38°C), puis dans un séparateur LP V 4510 (7 Barg). (Figure 27 - 33 – 34) De là ils sont repris par trois pompes (P4540 A B & C normalement deux en service la troisième en stand By ) pour subir une Stabilisation dans une unité CSU Condensate Stabilisation Unit. Cette unité CSU est constituée d'un ensemble de distillation avec train d'échangeurs produit brut / Gazoline stabilisée, un four de rebouillage, et d’une colonne. De cette unité sont extraits : Les Condensats stabilisés sortant en fond de colonne & envoyés au bac de stockage qui leur est affecté De la vapeur d'eau au dernier 1/3 de la colonne eau ensuite condensée et envoyée au traitement d'eau ( Oily Water ) Le gaz de tête à basse pression est recomprimé pour être utilisé dans le Fuel-Gaz


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Figure 28: Vue DCS de l'unité de CSU-Stabilisation des condensats Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Description détaillée de la section Récupération des Condensats par boucle de refroidissement extérieure Suite à la Séparation primaire dans les Slug Catchers & WKO il a été installé une récupération complémentaire par boucle de refroidissement externe pour récupérer la plus grosse partie des Condensats. Ces derniers seront stockés dans un bac puis vendus en marge du brut, mais à tarif équivalent ce qui constitue une excellente valorisation commerciale. Cette extraction des condensats permet bien sur aussi d’éviter les accumulations dans les inévitables points bas du pipeline. La description qui suit est associée au schéma isométrique ci-dessous qui permet de mieux voir comment est réalisée la répartition des différents équipements sur place. Gaz dé

li é

TEG Riche

Figure 29: Schéma isométrique réalisé sur le champ de Peciko représentant la section récupération des condensats par boucle de refroidissement extèrieure Le gaz sortant des Slug-Catchers à une pression de 84 Barg emprunte les deux trains de traitement en parallèle suivant le parcours ci-dessous: Il est d'abord pré-refroidi de 50°C à 26°C en passant dans la partie tubes d'un échangeur horizontal (E 4310), le fluide de refroidissement sortant de la partie boucle de refroidissement passant dans la partie calandre de l'échangeur Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Une injection continue de TEG est pratiquée en amont du E 4310 pour prévenir la formation d'hydrates dans l'échangeur (Zone possible à risques HP & 26°C) Suite à ce premier refroidissement il y a condensation d'une partie des Condensats, ils sont récupérés dans un séparateur " Chaud " V 4320 et envoyés sous contrôle de niveau dans le séparateur MP V 4500 déjà utilisé pour les condensats identiques sortant des WKO. Le gaz sortant du V 4320 subit de nouveau une injection continue de TEG pour éviter les hydrates (Zone plus risquée HP & 10 à 12°C) lors de son passage dans l'échangeur suivant de refroidissement "Chiller" Il pénètre dans les tubes du "Chiller" E 4350 qui constitue la partie "procédé" de la boucle de refroidissement externe (Description ultérieure à part), la température du gaz est abaissée à 12°C (évoluable) donc bien largement au-dessous du point de rosée des Condensats. En sortie du " chiller " une FCV (FV 4360) contrôle le débit du gaz mais surtout joue le rôle d'une vanne JT pendant la phase de démarrage de la boucle de refroidissement. Les Condensats condensés sont récupérés dans un séparateur froid (V 4360 à 12°C). Ils sont ensuite expédiés sous contrôle de niveau au Séparateur MP V 4500 (36 Barg 48°C)


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Figure 30: Vue DCS de la section pré-refroidissement et séparateur chaud Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Figure 31: Vue DCS de la section séparateur Froid & "Chiller" Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Puis à nouveau dégazés dans le séparateur LP ( V 4510 ) et finalement pompés à l'unité de Stabilisation de la TV ( C.S.U.) par les pompes P 4540 A, B & C ( deux en service pendant la production normale & la troisième en stand-by ) Les Condensats (Natural Gazoline ) sont ensuite stabilisés en Tension de Vapeur dans l'unité Condensate Stabilisation Unit ( CSU ) puis refroidis par aéroréfrigérant dans et envoyés dans le bac qui leur est réservé. Parcours du gaz Le gaz qui a été inhibé contre les hydrates par injections de TEG en amont des échangeurs sort du séparateur froid à 10 / 12°C ce qui n'est pas compatible avec les conditions de son expédition par pipeline ( écarts de température trop important avec l'environnement à 25 / 35°C ) il doit donc être réchauffé ce qui correspond au besoin de refroidissement du gaz à dégazoliner; l'échange se fait dans le premier échangeur E 4310 (figure 29 & 30); Cet échange s'y fait sous contrôle de température au moyen de deux TCV montées sur la ligne de gaz froid qui se divise en deux tronçons à l'entrée de l'échangeur E 4310 côté calandre: la TCV 4310 1 montée sur le tronçon qui traverse l'échangeur la TCV 4310 2 montée sur le tronçon qui by-passe l'échangeur (le TIC est placé à la sortie du pré-refroidisseur E 4310 sur le gaz traité côté tubes) Le gaz est ainsi réchauffé à 39°C est envoyé au comptage composé de quatre tubes équipés d'orifice ∆P, puis continue dans le pipeline via une gare racleur jusqu'au site de GNL éloigné d'une cinquantaine de Km. Traitement du TEG injecté en amont des échangeurs Le TEG injecté s'hydrate (s'humidifie) au contact du gaz humide il se retrouve séparé des Condensats dans les bottes des deux séparateurs "chaud V 4320" & "Froid V 4360" (figure 30 & 31) d'ǒu il est envoyé sous contrôle de niveau à l'unité de régénération classique avec rebouilleur et colonne de stripping avec Gaz. de Stripping. LeTEG régénéré est injecté en amont des échangeurs par des pompes volumétriques à forte contre pression ( la pression du gaz dans les deux trains étant de 84 Barg ). La boucle de refroidissement externe Le fluide frigorigène utilisé dans la boucle est un produit conforme aux obligations environnementales, il s'agit du Forane 134 (Tetra Fluoro Ethane) de formule chimique CF3-CH2-F, avec un point d'ébullition à -26,4°C & une Tension de Vapeur de 6,6Barg à 25°C, donc avec des caractéristiques réfrigérantes bien supérieures à ce qui est demandé ( ≈ 10° / 12°C ).pour récupérer tous les condensats. Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Figure 32: Vue DCS de la section Boucle de Refroidissement Externe Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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La boucle est constituée : D'un ballon de stockage V 492 A contenant du Forane (le réfrigérant ) qui sert aussi de ballon d'aspiration d'un compresseur centrifuge ( il y a un compresseur par train de traitement de gaz et un en stand-by pouvant alimenter l'une ou l'autre des deux boucles ) D'une batterie d'aéroréfrigérants (4 cellules A 492 F) D'un ballon récepteur V 492 G du forane condensé D'un échangeur intercooler (V 492 E) dans lequel une partie du liquide sortant sous contrôle de niveau (LIC) du V 492 G est vaporisé et va alimenter l'étage intermédiaire d'aspiration du compresseur. L'autre partie du liquide réchauffé sortant de l'intercooler va dans un autre échangeur (Réevaporateur ) E492 B en se divisant en deux flux: Le premier flux est sous refroidi à contre courant avec du forane liquide provenant du collecteur forane liquide & à sa sortie va au " Chiller " E 4350 (figure 31) oû il condense les C5+ du gaz de procédé. Le deuxième flux va dans le ballon d'aspiration V 492 A sous contrôle de niveau ǒu il rejoint le forane vaporisé partiellement venant du " Chiller " E 4350.


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Figure 33: Vue DCS de la section de Dégazage LP des condensats Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Figure 34: Vue DCS de la section de Dégazage MP des condensats Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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7. COMMENT ÇA MARCHE ? Dans ce chapitre nous aborderons plus en detail le principe de fonctionnement d’une boucle de refroidissement externe. Ensuite nous parlerons de la localisation et de l’environnement des différents procédés d’extraction décrits dans le chapitre précédent.

7.1. Description d'une boucle de refroidissement simple Le fluide réfrigérant est stocké dans un ballon tampon dans lequel peuvent se faire les appoints du fluide à partir de containers de quelques m3, le fluide est évidemment en état diphasique Liquide / Vapeur à la pression atmosphérique Patm & à – 40°C (Propane) Le compresseur étant en marche il aspire la phase vapeur du ballon à 0,98Barg et la comprime à 17BarA (soit 16Barg) du fait de la compression la vapeur est à une température supérieure à celle de l'aspiration. Elle est donc refroidie et condensée partiellement par l'aéroréfrigérant et récupérée en phase mixte en aval dans le ballon.à 49°C & 15.7Barg (donc en température inférieure à la température critique du C3 d'où liquéfiable) Du ballon récupérateur la phase liquide est envoyée à l'échangeur Évaporateur sous contrôle de niveau à travers une LCV qui du fait de la ∆P qu'elle crée sous refroidit le liquide Au contact du Gaz chaud de Séparation qui circule dans les tubes, le propane liquide est partiellement vaporisé et retourne au ballon tampon en phase mixte liquide vapeur Le gaz de séparation est lui refroidi en dessous du point de rosée des condensats avec pour résultat leur condensation et récupération en aval dans un séparateur communément appelé Séparateur Froid. Le cycle thermodynamique que subit le fluide réfrigérant est décrit par le graphique qui fait suite au schéma de la boucle de refroidissement. Le graphique du cycle est représenté par un trapèze CDAB dont les quatre cotés représentent les transformations subies par le réfrigérant durant le cycle On commence au point C : aux conditions du Ballon tampon à Pc & Td Du point C au point D la phase vapeur est comprimée à la pression Pd Puis refroidie dans l'aéroréfrigérant jusqu'à son point de rosée (TA) à pression constante Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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(à la faible perte de charge prés dans l'aéro.) Le refroidissement continue du point sur la courbe de rosée au point A sur la courbe de bulle par la détente dans la vanne LCV et se retrouve à la pression PB = PC dans le ballon tampon la variation d'enthalpie ∆h du cycle est représentée par le segment B C

Ballon du Fluide Réfrigerant

Figure 35: Schéma d’une boucle de refroidissement au propane et description du cycle thermodynamique Support de Formation: EXP-PR-PR170-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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8. CONDUITE DES UNITES D'EXTRACTION DES CONDENSATS 8.1. PARAMÈTRES DE FONCTIONNEMENT En fonction du procédé d'extraction des Condensats par différents modes de refroidissement, il est évident que l’un des paramètres fondamentaux à suivre dans ces unités est la température à toutes les étapes du procédé.

8.1.1. Paramètres de fonctionnement d'une unité avec boucle de refroidissement externe Par exemple pour l'unité décrite précédemment en détail, dans le chapitre 3.4, la première température qui est régulée est celle qu'il faut avoir à l'entrée du pré-refroidisseur E-4310, car la température du gaz en amont varie en fonction du débit total des puits en service (plus de puits génère plus de débit et donc une température plus élevée à l'arrivée dans les deux trains de production). Et comme la température d'entrée au séparateur " chaud " V 4320 doit être de 26°C, un TIC installé à la sortie du E-4310 agit sur deux TCV ( une sur le tronçon du gaz froid entrant dans le pré-refroidisseur E-4310, l'autre sur le tronçon du gaz froid le by-passant ) afin d'obtenir la régulation de température au point de consigne du gaz sec. La deuxième température à maîtriser est celle à la sortie gaz du " Chiller " E-4350 qui doit être de 12°C, cette dernière dépend du débit & de la température du fluide frigorigène ( ici le Forane ) à l'entrée du "chiller" ( coté calandre ) c'est le débit qui est régulé par FIC sur le recyclage du compresseur Les niveaux de condensats dans les deux séparateurs V-4320 & V-4360 Dans la boucle de refroidissement sont à surveiller : La pression au refoulement du compresseur La température sortie des aéroréfrigérants La température et niveau du liquide dans le ballon de stockage


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8.1.2. Paramètres de fonctionnement d'une unité avec vannes Joule Thomson Il y a généralement deux vannes en parallèle, les paramètres à surveiller plus particulièrement sont : Pression, à l'entrée de la (des) vanne(s) Température à l'entrée de la (des) vanne(s) Température à la sortie de la (des) vanne(s) Paramètres de réglage de la (des) vanne(s) pour obtenir une grande stabilité afin d'éviter les variations de température en aval dans le séparateur froid Paramètres de la boucle de circulation &régénération de l'inhibiteur d'hydrates Sur un plan plus general les paramètres à réguler sont : Niveau de la gazoline dans le Séparateur froid Température du gaz dégazoliné à la sortie du Séparateur froid Si présence d'un compresseur de re-compression avec échangeur Gaz brut / gaz froid en amont du compresseur : Paramètres de fonctionnement du ( des ) compresseurs, des turbines à gaz (si existantes) du turbo-expander


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9. TROUBLE SHOOTING Les sécurités procédés couramment installées sur une section d'extraction des condensats avec procédé par vannes Joule Thomson Sur le Séparateur froid on trouve: Un LSHH & un LSLL Un PSLL sur la sortie gaz froid pauvre PSLL en amont de la vanne JT Un TSHH en aval de la vanne

9.1. Unité d'extraction avec vannes Joule Thomson Si une vanne Joule Thomson passe en pompage causant des oscillations débit / température passer la vanne en position " manuel " Investiguer les causes possibles venant soit, de la vanne elle-même, soit des fluctuations de débit en amont. Début de pompage du compresseur de re-compression (existe dans la plupart des cas); si le dispositif d'anti-pompage ne réagit pas prendre sa FCV / PCV de la boucle en " Manuel " & l'ouvrir progressivement jusqu'à l'arrêt du phénomène, si persistance du pompage arrêter le compresseur, ce qui infailliblement conduira à l'arrêt du train incriminé par PSHH à l'aspiration & fermeture des puits BP

9.2. Unité d'extraction avec boucle de refroidissement externe Les sécurités procédés couramment installées sur une section d'extraction des condensats avec boucle de refroidissement externe sont dans l'unité de Peciko:par exemple Sur le Séparateur chaud on trouve Un LSHH & un LSLL


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Sur le Séparateur froid on trouve: Un LSHH & un LSLL Un PSLL sur la sortie gaz froid pauvre Dans l'évaporateur (" Chiller " ) : côté réfrigérant un LSHH et un PSHH Aux compresseurs: Un PSHH & TSHH au refoulement Un PSLL à l'aspiration Dans ce type d'unité le dysfonctionnement côté Gaz de Procédé provient essentiellement de deux origines: Soit du mauvais fonctionnement des deux TCV montées sur la ligne de Gaz Pauvre entrant ou by passant l'échangeur pré-refroidisseur, le résultat donnant des variations de températures à l'entrée du séparateur chaud ce qui diminue la récupération de Condensats dans ce séparateur Ce n'est pas trop grave car de toute façon avec une température de 12°C à la sortie du " Chiller " la quantité de Condensats totale récupérée sera atteinte dans le séparateur froid. Pour éviter ce problème il faut passer les deux TCV l'une après l'autre en "Manuel"pour déterminer celle qui est la perturbatrice, une fois celle-ci reconnue la laisser en manuel à la valeur d'ouverture qu'elle avait avant son dysfonctionnement. Faire intervenir un instrumentiste pour rétablir son fonctionnement normal. Soit la formation d'un hydrate dans le" Chiller " due à une qualité insuffisante de l'inhibiteur d'hydrate en amont des deux échangeurs ou trop de débit de réfrigérant. Diminuer le débit de réfrigérant coté boucle de refroidissement en agissant sur le recyclage du compresseur Ensuite il faut appliquer la même procédure générale que pour le problème identique dans le turboexpandeur: Passer une partie du débit de ce train sur l'autre train dans la limite du "design", fermer des puits ou passer temporairement le débit restant à la torche, le temps de solutionner le problème de l'inhibiteur d'hydrates.


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Donc il faut investiguer la section régénération de l'inhibiteur ( généralement un des trois types de glycol, ça peut être du Méthanol ), températures du rebouillage, gaz de stripping etc… Ensuite lorsque la qualité de l'inhibiteur est rétablie augmenter son débit d'injection pour accélérer la fusion de l'hydrate Puis by-passer un peu plus le pré-refroidisseur avec la TCV de by-pass de façon à s'éloigner de la zone critique hydrate à l'entrée du " Chiller " Reprendre progressivement le débit de gaz de procédé dans le train Rétablir peu à peu tous les paramètres à leurs valeurs habituelles. Coté boucle de refroidissement il peut arriver un problème mécanique sur le compresseur en service. Par contre il est absolument très rare d'avoir un pompage ( en opération normale ) sur des compresseurs centrifuges opérant dans des boucles fermées car le débit à l'aspiration est pratiquement constant Démarrer le compresseur en stand-by en recirculation puis une fois son fonctionnement satisfaisant reconnu le passer en croisement proportionnel avec l'autre et ensuite arrêter ce dernier. Un des deux aéroréfrigérants en aval du compresseur peut aussi s'arrêter inopinément il suffit alors de démarrer celui en stand-by


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10. EXERCICES 1. Citer les raisons qui nécessitent l'extraction des Condensats d'un gaz

2. Il existe deux principes de base pour permettre le stockage des condensats à la pression atmosphérique d’un fluide gazeux, quels sont-ils?

3. Quel est celui seulement utilisé pour le stockage des Condensats dans un Gaz Naturel parmi ces deux?

4. Quels sont les trois procédés de refroidissement les plus couramment utilisés pour extraire les Condensats du GN?


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5. Dans une section d'extraction des Condensats quels sont les paramètres fondamentaux à maintenir? Pourquoi?

6. Dans une installation d d'extraction des Condensats avec boucle de refroidissement externe les températures sortie échangeur pré-refroidisseur et Gaz pauvre partent en oscillations, quelle en est le plus souvent la cause ? et dans ce cas que faire pour rétablir la stabilité de ces températures


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11. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1: Schéma simplifié des opérations de traitement à réaliser sur champ producteur .5 Figure 2: Caractérisation des gisement à gaz......................................................................8 Figure 3: Enveloppe de phase (rappels) ............................................................................11 Figure 4: Enveloppe de phase ...........................................................................................12 Figure 5: Exemple d’enveloppes d'un gaz et sa composition en % molaire.......................19 Figure 6: Exemple de refroidissement ...............................................................................20 Figure 7: Représentation de l'effet des différents procédés de dégazolinage par réfrigération sur l'enveloppe de phase du gaz naturel sortie séparation primaire .......22 Figure 8: Principe d'extraction des Condensats du GN par détente isenthalpique à travers une vanne Joule Thomson .........................................................................................24 Figure 9: Diagramme de phase pour la récupération des condensats avec une vanne Joule Thomson ...........................................................................................................24 Figure 10: Turbo-expander de l'Usine De Lacq (France)...................................................26 Figure 11: Schéma de principe d’une détente polytropique (turbine d'expansion).............26 Figure 12: Schéma de principe du Turbo-Expandeur de Lacq...........................................27 Figure 13: Détente turbo expander - Détente vanne..........................................................27 Figure 14: Schéma du procédé d’extraction des condensats utilisant une boucle de réfrigération externe....................................................................................................28 Figure 15: Schéma de principe d'un cycle frigorifique........................................................29 Figure 16: Schéma décrivant le principe d'une boucle externe de refroidissement ...........30 Figure 17: Diagramme de phase pour la récupération des condensats avec une boucle de refroidissement externe ..............................................................................................31 Figure 18: Diagramme simplifié d'une unité d'aborption des condensats lourds................32 Figure 19: Schéma de principe avec vanne Joule - Thomson ...........................................34 Figure 20: Schéma de principe procédé détente isentropique...........................................35 Figure 21: Schéma de principe procédé de réfrigération par machine frigorifique.............36 Figure 22: Exemple d'un ensemble produisant de la gazoline et des GPL à partir d'un gaz naturel.........................................................................................................................38 Figure 23: Schéma de principe du dispositif Joule-Thomson et de son environnement ....38 Figure 24: Schéma de principe du Turbo-Expander et de son environnement ..................39 Figure 25: Schéma de principe d’une réfrigération externe et de son environnement .......39 Figure 26: PCF d'une unité d'extraction des Condensats d'un gaz naturel par l'utilisation d'une vanne Joules-Thomson.....................................................................................41 Figure 27: Vue d'écran de la section Traitement des condensats de Peciko.....................43 Figure 28: Vue DCS de l'unité de CSU-Stabilisation des condensats................................45 Figure 29: Schéma isométrique réalisé sur le champ de Peciko représentant la section récupération des condensats par boucle de refroidissement extèrieure.....................46 Figure 30: Vue DCS de la section pré-refroidissement et séparateur chaud .....................48 Figure 31: Vue DCS de la section séparateur Froid & "Chiller" .........................................49 Figure 32: Vue DCS de la section Boucle de Refroidissement Externe.............................51 Figure 33: Vue DCS de la section de Dégazage LP des condensats ................................53 Figure 34: Vue DCS de la section de Dégazage MP des condensats ...............................54 Figure 35: Schéma d’une boucle de refroidissement au propane et description du cycle thermodynamique .......................................................................................................56


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12. SOMMAIRE DES TABLES Table 1: Exemples de compositions de gaz naturels...........................................................7 Table 2: Désignation commerciale usuelle des hydrocarbures légers du gaz naturel .......10 Table 3: Spécifications du gaz commercial........................................................................14 Table 4: Spécifications des condensats.............................................................................18


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13. CORRIGE DES EXERCICES 1. Citer les raisons qui nécessitent l'extraction des Condensats d'un gaz ¾

Les éliminer du Gaz pour obtenir un gaz aux spécifications commerciales;

¾ Valoriser les condensats en bruts léger dans les raffineries en les réintroduisant

dans les Brut.(excellentes valeur ajouté) ¾

Permettre de passer à des opérations en aval telles que fractionnement pour récupérer les GPL ( LPG )

2. Il existe deux principes de base pour permettre le stockage des condensats à la pression atmosphérique d’un fluide gazeux, quels sont-ils? 1 ) Comprimer le gaz à condition d'être en dessous du Point Critique du fluide 2 ) Abaisser la température du fluide gazeux jusqu'en dessous de son Point de Rosée 3. Quel est celui seulement utilisé pour le stockage des Condensats dans un Gaz Naturel parmi ces deux? C'est le second principe : abaissement de la température parce qu'il permet les stockages des Condensats à la pression atmosphérique exemple le nC5 a son point d'ébullition à 36°C & le iC5 à 26°C, donc dans la plupart des régions les deux souvent présents dans le GN peuvent être stockés dans des réservoirs à toits flottants par ailleurs ils sont mélangés dans les raffineries avec les autres composés pour faire les essences. 4. Quels sont les trois procédés de refroidissement les plus couramment utilisés pour extraire les Condensats du GN? 1 ) Détente isenthalpique dans des vannes dites Joule Thomson 2 ) Détente polytropique dans des turbines de détente ( Turboexpandeurs ) 3 ) Refroidissement du GN par fluide frigorigène circulant dans un évaporateur au moyen d'un compresseur et refroidisseurs, l'ensemble est connu sous le nom de boucle de refroidissement externe dans ce cas.


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5. Dans une section d'extraction des Condensats quels sont les paramètres fondamentaux à maintenir? Pourquoi? Ce sont les températures Gaz à sortie des échangeurs dans le cas de la boucle de refroidissement La température Gaz aval des vannes Joule Thomson 6. Dans une installation d d'extraction des Condensats avec boucle de refroidissement externe les températures sortie échangeur pré-refroidisseur et Gaz pauvre partent en oscillations, quelle en est le plus souvent la cause ? et dans ce cas que faire pour rétablir la stabilité de ces températures La cause habituelle est un pompage des deux TCV installées sur le gaz pauvre à l'entrée & en by-pass du pré-refroidisseur. Il faut passer les deux TCV en position " Manuel " pour rétablir les températures en se repérant sur l'ouverture qu'elles avaient en " Automatique " Puis re-passer successivement chaque TCV en " Automatique " pour déterminer la perturbatrice, repasser la TCV fautive en " Manuel ", faire intervenir l'instrumentiste


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EXP-PR-PR170 Degazolinage.pdf

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