FR2883769A1 - Procede de pre-traitement d'un gaz acide - Google Patents

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Abstract

Le procédé permet le pré-traitement d'un gaz acide qui peut comporter plus de 10% d'H2S, par exemple un gaz naturel ou un gaz associé à la production d'un effluent pétrolier brut.Le gaz est déshydraté dans l'unité DH, puis refroidi par les échangeurs de chaleurs E9 à E12, et par la détente réalisée à travers la vanne V7. Le refroidissement permet de condenser une partie de l'H2S contenu dans le gaz. Les condensats sont séparés du gaz dans le ballon B1.Le liquide récupéré en fond du ballon B1 est pompé et injecté dans le puits P pour être séquestré dans un réservoir ou une structure géologique souterraine. Le gaz évacué en tête du ballon B1 est appauvri en H2S. Ce gaz est envoyé par le conduit 43 vers un lieu de traitement, pour subir des traitements complémentaires avant utilisation.

Description

L'invention propose un procédé de pré-traitement d'un gaz acide, c'est-à-
dire d'un gaz contenant de fortes quantités de composés acides, notamment de l'hydrogène sulfuré (H2S), du dioxyde de carbone (CO2), de l'oxysulfure de carbone (COS) et des mercaptans.
La présente invention peut être mise en oeuvre pour le traitement d'un gaz naturel ou d'un gaz associé à un effluent pétrolier produit sur un gisement pétrolier, en particulier sur des sites peu accessibles ou sur des plate-formes en mer.
Dans le cas de la mise en production de gisements pétroliers, l'effluent pétrolier brut est stabilisé grossièrement, c'est-à-dire séparé de son gaz associé, avant de subir un traitement complémentaire de finition lui permettant d'être commercialisé.
Dans ce type de production, le gaz associé, lorsqu'il contient d'importantes quantités de gaz acides et notamment d'H2S (typiquement plus de 10 % molaires d'H2S) est généralement mal valorisé et peut être réinjecté partiellement sur le lieu de production dans un puits d'injection.
La présente invention se situe dans le cadre de l'utilisation d'une partie de ce gaz associé en tant que combustible pour fournir l'énergie aux installations, par exemple sur les plate-formes en mer, mais aussi à terre où peuvent être situés les procédés de traitement complémentaire. Cette utilisation pose le problème du traitement de ce gaz associé afin de pouvoir l'utiliser comme combustible.
Dans le cas de gaz faiblement acides, des traitements conventionnels 25 peuvent être mis en oeuvre directement y compris sur plate-forme: Lorsque le gaz est très faiblement soufré (moins de 100 kg de soufre par jour), on peut mettre en oeuvre des procédés de type scavengers .
Lorsque la teneur en soufre du gaz à traiter n'implique pas une production de soufre supérieure à 10 tonnes par jour, on peut mettre en oeuvre un procédé de type "redox'", tel que celui décrit dans le brevet FR 2 771 945. Il convient cependant de remarquer que ces deux technologies produisent du soufre solide qui nécessite d'être stocké et ensuite d'être éliminé. Lorsque le gaz à traiter contient quelques pourcents molaires d'H2S, les procédés mettant en oeuvre des amines sont généralement utilisés. Ces procédés ont l'inconvénient de produire de l'H2S gazeux à basse pression, nécessitant de ce fait plusieurs étages de re-compression pour une réinjection dans le réservoir.
Lorsque le gaz associé contient plus de 10% molaires d'H2S, les traitements conventionnels deviennent peu économiques à mettre en oeuvre, surtout sur plate-forme pétrolière en mer.
Il peut devenir alors nécessaire d'acheminer le gaz associé à terre pour y être traité avant de le renvoyer sur la plate-forme pour y être consommé en tant que combustible. Ce schéma n'est pas très avantageux si l'on considère que les mises en production de champs très acides sont souvent associées à la réinjection des gaz acides dans le réservoir, afin de limiter les coûts de traitement (procédé Claus, traitements de queue de Claus) et la production de soufre associée à ces traitements. Le fait de séparer le gaz associé de l'H2S qu'il contient à terre va générer un effluent très acide qu'il va falloir soit ré-acheminer vers la plateforme pour le réinjecter, soit traiter à terre et produire du soufre solide, peu valorisable.
La présente invention propose un procédé de pré-traitement d'un gaz qui permet notamment de concentrer l'H2S en vue de sa réinjection sur le site de production, de faciliter les traitements complémentaires du gaz permettant d'obtenir un gaz combustible utilisable, tout en limitant les transferts de fluide entre la zone de production (par exemple en mer) et la zone de traitement (par exemple à terre).
La présente invention concerne un procédé de traitement d'un gaz d'hydrocarbures, ledit gaz comportant au moins l'un des composés acides suivants: l'hydrogène sulfuré (H2S), du dioxyde de carbone (CO2), de l'oxysulfure de carbone (COS) et des mercaptans, dans lequel on effectue les étapes suivantes: a) on déshydrate le gaz, b) on refroidit le gaz déshydraté jusqu'à une température à laquelle une partie des composés acides se condensent, de manière à obtenir un effluent comportant une fraction liquide riche en composés acides et une fraction gazeuse appauvrie en composés acides, c) on introduit l'effluent dans une zone de séparation de manière à séparer la fraction liquide de la fraction gazeuse d) on injecte au moins une partie de la fraction liquide riche en composés acides dans une zone de stockage souterraine, par exemple un réservoir souterrain ou une formation géologique, Dans le procédé selon l'invention, à l'étape a), on déshydrate le gaz de manière à ce que la température de rosée eau du gaz déshydraté à la pression de fonctionnement de la zone de séparation soit supérieure d'au moins 15 C à la température minimum dudit effluent dans la zone de séparation.
Selon l'invention: ledit gaz peut être à une pression comprise entre 30 et 120 bar absolu, - la teneur en eau du gaz déshydraté obtenu à l'étape a) peut être inférieure à 50 ppm, à l'étape b), le gaz déshydraté peut être refroidi jusqu'à une température comprise entre -90 C et -20 C.
Selon l'invention, on peut opérer une désacidification complémentaire de la fraction gazeuse obtenue à l'étape c) par absorption des composés acides par une solution absorbante et/ou par adsorption des composés acides sur un tamis moléculaire. De plus, on peut déshydrater la fraction gazeuse désacidifiée.
A l'étape c), la zone de séparation peut mettre en oeuvre l'un des moyens suivants: colonne de distillation, ballon séparateur. Dans le cas où la zone de séparation est une colonne de distillation, une partie de la fraction gazeuse issue de la colonne de distillation peut être condensée par refroidissement, puis introduite dans la colonne à titre de reflux.
A l'étape b), on peut refroidir le gaz par au moins l'une des méthodes 15 suivantes: échange de chaleur et détente.
Avant l'étape d), on peut élever la pression de ladite au moins une partie de la fraction liquide riche en H2S par pompage.
Selon l'invention, le gaz d'hydrocarbures peut être un gaz associé à un effluent pétrolier brut et, avant l'étape a), on peut séparer l'effluent pétrolier brut et le gaz associé. Avant séparation on peut détendre et/ou on peut refroidir l'effluent brut pétrolier avant de le séparer du gaz associé. L'effluent pétrolier brut peut être extrait à partir d'une structure pétrolière en mer et dans lequel la fraction gazeuse peut être désacidifiée dans une zone de traitement située à terre. La fraction gazeuse désacidifiée peut être renvoyée sur la plate-forme pétrolière pour être utilisée comme combustible.
Dans ce cas, la présente invention permet de limiter de façon très importante la quantité de composés acides envoyée à terre avec le gaz associé en réalisant un pré-traitement de ce gaz associé sur la plateforme, préalablement à son envoi à terre pour un traitement de finition. Et, en conséquence, le pré-traitement du gaz permet de limiter la quantité de gaz à traiter à terre. En outre, un autre intérêt de l'invention réside dans le fait que les gaz acides séparés par le pré- traitement sont produits à haute pression sous forme liquide, ce qui permet de les réinjecter dans un réservoir souterrain ou une formation géologique à moindre coût par simple pompage.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux 10 compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels: - la figure 1 présente une chaîne de traitement d'un effluent pétrolier brut, les figures 2 et 3 schématisent deux modes de réalisation du pré-15 traitement du gaz associé, les figures 4 et 5 représentent une chaîne complète du traitement du gaz associé.
Sur la figure 1, l'effluent pétrolier brut produit en tête de puits arrive par le conduit 1. Cet effluent est détendu par le moyen de détente Vl puis introduit dans le dispositif séparateur S1. Le moyen de détente Vl peut être une vanne ou une combinaison de vannes. La détente permet de libérer sous forme gazeuse les hydrocarbures légers et des composés acides tels l'H2S, le CO2, le COS et les mercaptans. Le dispositif S1 fonctionne à haute pression typiquement comprise entre 40 et 120 bar absolu. Il permet de réaliser la séparation entre trois phases: le gaz associé, l'huile et l'eau. En tête du séparateur S1, on récupère par le conduit 2 un gaz associé haute pression. L'eau est évacuée du séparateur S1 par le conduit 3.
L'huile séparée dans le dispositif S1 est évacuée par le conduit 4, détendue par le moyen de détente V2 et introduite dans le dispositif de séparation S2 qui fonctionne à moyenne pression, typiquement entre 10 et 60 bar absolu. Dans le dispositif S2, on sépare un gaz moyenne pression évacué par le conduit 5 et un effluent liquide évacué par le conduit 6. Cet effluent liquide est réchauffé dans l'échangeur de chaleur E, typiquement entre 30 et 80 C.
Ensuite, l'effluent est détendu par le moyen de détente V3, puis envoyé dans un dispositif séparateur basse pression S3. Dans le dispositif S3, on sépare un liquide et un gaz. Le liquide issu du séparateur S3 est pompé par la pompe P1, puis est débarrassé du sel qu'il contient par traitement dans l'unité de dessalage D. Ensuite le liquide dessalé est envoyé en tête de la colonne de stabilisation STAB équipée d'un rebouilleur en son fond.
L'huile brute stabilisée est récupérée en fond de la colonne STAB, refroidie dans l'échangeur E, puis exportée ou stockée après passage dans un aéroréfrigérant AE pour refroidissement final. Le gaz associé basse pression récupéré en tête de la colonne STAB est mélangé au gaz issu de S3. Ce mélange de gaz est évacué par le conduit 8.
Dans la chaîne de traitement présentée par la figure 1, les séparations effectuées dans les dispositifs S1 et S2 peuvent être réalisées sur plateforme en mer. Le liquide issu du séparateur S2 est envoyé sur un lieu de traitement à terre par circulation dans le conduit 6. Le reste du traitement, c'est-à-dire la séparation, le dessalage et la stabilisation respectivement réalisés dans le dispositif S3, dans l'unité D et dans la colonne de stabilisation STAB, sont situés en aval, par exemple à terre.
Selon l'invention, on effectue un pré-traitement du gaz associé circulant dans le conduit 2 et/ou 5. Deux modes de réalisation de ce pré-traitement sont décrits en référence aux figures 2 et 3.
Sur la figure 2, l'effluent pétrolier arrive par le conduit 10. Il peut être refroidi dans l'échangeur de chaleur El, puis détendu dans le moyen de détente V4. Ensuite, l'effluent pétrolier est séparé, dans le dispositif de séparation S, en deux ou trois phases: un gaz associé, de l'huile et éventuellement de l'eau. Les liquides sont évacués en fond du dispositif de séparation S, le gaz associé est évacué par le conduit 11. Ce gaz associé circulant dans le conduit 11 peut correspondre au gaz circulant dans le conduit 2 et/ou 5 référencés sur la figure 1. Ce gaz peut être à une pression comprise entre 30 et 100 bar absolu, et à une température comprise entre 0 C et 60 C.
Le gaz circulant dans le conduit 11 comporte essentiellement des hydrocarbures légers (méthane, éthane et propane) et comporte des composés acides tels l'H2S, le CO2, le COS et des mercaptans. En particulier, le gaz peut comporter plus de 10% en volume d'H2S.
Le gaz associé circulant dans le conduit 11 est envoyé, en partie ou en totalité dans l'unité de déshydratation DH, destinée à éliminer une partie de l'eau qu'il contient. La technique de déshydratation utilisée peut être choisie parmi les techniques de déshydratation de gaz connues de l'homme de l'art et capables d'abaisser le point de rosée eau du gaz à des températures compatibles avec celles des étapes ultérieures du procédé, typiquement à des teneurs en eau inférieures à 50 ppm, de préférence inférieures à 20 ppm et de façon encore plus préférée inférieures à 5 ppm molaires. Ces techniques de déshydratation peuvent être un lavage du gaz à l'aide d'une solution de glycol comme le diéthylène glycol (DEG), le triéthylène glycol (TEG) ou encore le tetraéthylène glycol. Par exemple, on peut mettre en oeuvre le procédé décrit dans le document FR 2 740 468. Pour effectuer la déshydratation, on peut également mettre en oeuvre l'un des procédés décrits dans les documents FR 2 715 692, FR 2 814 378 et FR 2 826 371.
Du fait de la présence d'H2S dans le gaz, le niveau de séchage du gaz dans l'unité DH peut être réduit par rapport à un séchage requis par un gaz ne comportant pas d'H2S. En effet, pour un gaz séché ne comportant pas d'H2S et comportant 6,8 ppm d'eau, le point de rosée eau à 44 bars est à -44 C. Au contraire, selon l'invention, pour le gaz acide séché comportant 6,8 ppm d'eau et 15 % d'H2S, le gaz peut être refroidi à -66, 5 C à 44 bars pour former une phase liquide et une phase gazeuse, ces phases étant sous-saturées en eau à 62 %. La vapeur d'eau est en effet fortement déplacée vers le liquide riche en H2S. En d'autres termes, à niveau de séchage équivalent, un gaz comportant de l'H2S peut être descendu en température environ 20 C plus bas qu'un gaz sec ne comportant pas d'H2S, tout en conservant une marge de sécurité importante vis-à-vis de l'apparition d'une phase aqueuse et du risque de formation d'hydrates. Cette marge peut être amplifiée dans un schéma de séparation basé sur une colonne avec un condenseur.
Ainsi, selon l'invention, on déshydrate dans l'unité DH le gaz de manière à ce que la température de rosée eau du gaz déshydraté aux conditions de pression de la colonne Cl soit supérieure de 15 C, de préférence supérieure de 15 C à 60 C, à la température de l'effluent le plus froid dans la zone de séparation, c'est-à-dire dans la colonne Cl sur la figure 2.
Une partie du gaz déshydraté peut être directement injectée dans un puits jusqu'à un réservoir souterrain ou une structure géologique. Dans ce cas, le niveau de déshydratation du fluide prend en compte les exigences du fluide dans le circuit et le puits d'injection.
Une partie ou la totalité du gaz récupéré en sortie de l'unité de déshydratation est ensuite refroidi, par exemple par plusieurs échangeurs de chaleur E2, E3, E4, E5 et E6. Sur la figure 2, le gaz est séparé en deux flux circulant dans les conduits 12 et 13. Le froid peut provenir en partie d'une récupération des frigories du gaz pré-traité (échangeurs E2 et E4) et de l'effluent liquide contenant l'H2S avant sa réinjection (échangeur E5). Le froid peut également être apporté par une source extérieure telle qu'un circuit de réfrigération, par exemple au propane (échangeurs E3 et E6). En outre, le refroidissement peut être réalisé en partie par intégration thermique au niveau du rebouilleur R de la colonne Cl. Le flux circulant dans le conduit 12 est refroidi par l'échangeur de chaleur E2, puis envoyé par le conduit 14 dans l'échangeur de chaleur E3, puis introduit par le conduit 15 dans l'échangeur de chaleur E4, et évacué par le conduit 16. Le flux circulant dans le conduit 13 est refroidi dans l'échangeur de chaleur E5, puis envoyé par le conduit 17 dans l'échangeur E6, puis envoyé par le conduit 18 dans le rebouilleur R pour y être refroidi, puis évacué par le conduit 19. Les flux circulant dans les conduits 16 et 19 sont réunis pour circuler dans le conduit 20. A la sortie du train d'échangeurs de chaleur, la température de l'effluent circulant dans le conduit 20 peut être comprise entre -80 C et -10 C, de préférence entre -55 C et -20 C. Sa pression est voisine de sa pression initiale, moins les pertes de charge liées aux différents éléments mis en oeuvre par le procédé.
L'effluent est ensuite détendu dans le moyen de détente V5 de façon à provoquer un refroidissement complémentaire. Cette détente peut être réalisée par détente isenthalpique à travers une vanne. Suivant les cas, elle peut également être réalisée à l'aide d'une turbine de détente, ce qui permet de réaliser un refroidissement plus important pour un même taux de détente et, en outre, de récupérer une partie du travail de détente du gaz, pour sa recompression ultérieure par exemple. La pression de l'effluent après détente peut être comprise entre 20 et 90 bar absolu, de préférence entre 35 et 60 bar absolu. Sa température peut être comprise entre -90 C et -20 C, de préférence entre -70 C et -30 C.
Bien que la température de la zone de séparation soit entre 15 C et 60 C inférieure à la température du point de rosée imposée par la déshydratation réalisée par DH, il n'y a pas de problème de formation de glace ou d'hydrate du fait de la présence d'H2S. Le refroidissement et la détente du gaz opérés par les échangeurs E2 à E6 et par le moyen de détente V5, permettent d'atteindre les conditions thermodynamiques nécessaires, c'est-à- dire le couple température et pression, pour permettre l'élimination de la quantité de composés acides, en particulier d'H2S, souhaitée dans la colonne Cl. En effet, le refroidissement permet de condenser les composés acides. Lorsqu'on atteint un très bas niveau de froid, c'est-à-dire que l'effluent circulant dans le conduit 21 atteint des températures inférieures à -40 C, et de préférence à -50 C, le prétraitement présente l'avantage d'éliminer la majorité des mercaptans présents dans le gaz, et donc évite dans la plupart des cas un traitement complémentaire.
L'effluent refroidi est introduit par le conduit 21 en tête de la colonne de distillation Cl dont le fond et équipé du rebouilleur R. La chaleur de rebouillage peut être fournie par échange de chaleur avec l'effluent arrivant par le conduit 18. Le nombre d'étages de la colonne dépend des spécifications que l'on souhaite atteindre pour la séparation entre l'H2S et les hydrocarbures. Typiquement, la colonne Cl peut comprendre de 1 à 15 étages théoriques, de préférence de 3 à 8. Ainsi, la colonne Cl permet d'obtenir, en fond, un liquide riche en composés acides, notamment de l'H2S et, en tête, des hydrocarbures gazeux appauvris en composés acides, notamment en H2S. La température en tête de la colonne peut être contrôlée par un reflux liquide provenant de la condensation dans l'échangeur E15 d'une partie du flux évacué en tête de la colonne Cl.
Le rendement en méthane peut être amélioré en jouant sur la puissance du rebouilleur R en fond de la colonne Cl. Le nombre de plateaux plus ou moins importants est optimisé pour conserver une sélectivité correcte entre le méthane et l'H2S supplémentaires générés par le rebouilleur R. Le domaine de traitement peut être limité en pression et en température par le domaine de cristallisation du CO2 ou de l'H2S. Le domaine de cristallisation varie en fonction de la composition du fluide d'alimentation, mais l'extension du traitement dans les températures basses est favorisé par le procédé selon l'invention: la présence de condensat en entrée de la colonne joue un rôle favorable car il dilue l'H2S et le CO2 dans la phase liquide et joue un rôle actif dans les équilibres liquide/solide.
Le liquide issu du fond de la colonne Cl est réchauffé dans le rebouilleur R, puis est évacué par le conduit 22 et pompé par la pompe P2.
Ensuite, le liquide est réchauffé par l'échangeur de chaleur E5 par échange avec l'effluent arrivant par le conduit 13, puis repris dans la chaîne de recompression pour être réinjecté dans le puits P jusque dans un réservoir souterrain ou une structure géologique. Le réservoir souterrain ou la structure géologique peuvent être localisés à proximité du lieu de production de l'effluent brut. La pression d'injection dépend de la pression du réservoir ou de la structure géologique et peut atteindre plusieurs centaines de bar. Par exemple, le circuit peut comporter un aéro-réfrigérateur AE1 pour réchauffer le liquide arrivant par le conduit 13, puis il peut ensuite être pompé par la pompe P3 pour être injecté dans le puits P. Le procédé selon l'invention peut être mis en oeuvre dans des cas où le rendement en hydrocarbure n'est pas un critère prioritaire. Le gaz peut subir des pertes d'hydrocarbures dans les fractions lourdes, typiquement les C3+, plus condensables que l'H2S. Ces hydrocarbures condensés sont récupérés avec l'H2S en fond de la colonne Cl puis injectés dans le puits P. Le gaz pré-traité obtenu en tête de la colonne de séparation Cl est envoyé par le conduit 23 dans les échangeurs de chaleur E4 et E2 pour être réchauffé par échange avec l'effluent de charge arrivant par le conduit 12. Ce gaz est ensuite comprimé par le compresseur K1, refroidi par l'échangeur E7 (par exemple par aéroréfrigérant), puis acheminé vers le traitement de finition, éventuellement à terre, par circulation dans le conduit 24.
La recompression du gaz par le compresseur K1 ou le pompage du liquide par les pompes P2 et/ou P3, peuvent être réalisés en partie grâce à l'énergie fournie par la turbine V5.
Pour illustrer le procédé de pré-traitement décrit en référence à la figure 2, un exemple de composition et de conditions thermodynamiques des flux circulant dans les conduits référencés à la figure 2 est donné dans les tableaux 1 et 2. Dans cet exemple, les conditions thermodynamiques de la colonne Cl sont choisies de manière à ce que le gaz pré-traité obtenu en tête de la colonne de séparation C 1 comporte moins de 10 % de la quantité molaire d'HZS contenue dans le gaz circulant dans le conduit 11.
Flux circulant 11 12 13 14 15 16 17 18 dans le conduit PHASE Vapeur Vapeur Vapeur Mélange Liquide Liquide Mélange Liquide vapeur/ vapeur/ liquide liquide Débit de fluide En Kg molaire/h N2 397,6 198,8 198,8 198, 8 198,8 198,8 198,8 198,8 CO2 1544,0 772,0 772,0 772,0 772,0 772,0 772,0 772,0 H2S 4628,9 2314,4 2314,4 2314,4 2314,4 2314,4 2314,4 2314,4 Méthane 19991,2 9995,6 9995,6 9995,6 9995,6 9995,6 9995,6 9995,6 Ethane 2525,7 1262,8 1262,8 1262,8 1262,8 1262,8 1262,8 1262,8 Propane 1096,6 548,3 548, 3 548,3 548,3 548,3 548,3 548,3 i-butane 161,5 80,8 80,8 80,8 80,8 80,8 80,8 80,8 Butane 323,1 161,5 161,5 161,5 161,5 161,5 161,5 _ 161,5 i- pentane 90,1 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 Pentane 93,2 46, 6 46,6 46,6 46,6 46,6 46,6 46,6 Hexane 87,0 43,5 43,5 43,5 43,5 43,5 43,5 43,5 Benzène 9,3 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 Heptane _ 26,4 26,4 26,4 26, 4 26, 4 26,4 26,4 Octane 55,9 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 H2O 129,7 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 Débit total 31186,7 15530,0 15530,0 15530,0 15530, 0 15530,0 15530,0 15530,0 En Kg molaire/h _ Température, 65,0 67,2 67,2 16,1 -33,0 -41,3 30,0 -33,0 en C Pression 95,0 95,0 95,0 94,0 93,0 92,0 94,0 94,0 En bar abs.
Tableau 1
Flux circulant 19 20 21 22 23 24 dans le conduit PHASE Liquide Liquide Mélange Liquide Vapeur Vapeur vapeur/ liquide Débit de fluide En Kg molaire/h N2 198,8 397,6 397,6 42,6 355,1 355,1 CO2 772,0 1544,0 1544, 0 1223,1 320,9 320,9 H2S 2314,4 4628,9 4628,9 4166,0 462,9 462,9 Méthane 9995,6 19991,2 19991,2 9330,4 10660,8 10661,6 Ethane 1262,8 2525,7 2525,7 2162,9 362,8 362,8 Propane 548,3 1096,6 1096,6 1043,2 53,5 53,5 i-butane 80,8 161,5 161,5 158,8 2,8 2,8 Butane 161,5 323,1 323,1 318,0 5,1 5,1 ipentane 45,0 90,1 90,1 89,6 0,5 0,5 Pentane 46,6 93,2 93,2 92,7 0,5 0,5 Hexane 43,5 87,0 87,0 86,9 0,1 0,1 Benzène 4,7 9,3 9,3 9,3 0,0 0,0 Heptane 26,4 52,8 52,8 52,8 0,0 0,0 Octane 28,0 55,9 55,9 55,9 0,0 0,0 H2O 1,5 3,0 3,0 2,9 0,1 0,1 Débit total 15530,0 31060,0 31060,0 18835,0 12225,0 12225,8 En Kg molaire/h Température, -53,6 -47,3 -56,4 -40,5 -56, 3 65,0 en C Pression 93,0 92,0 55,0 150,0 55,0 95,0 En bar abs.
Tableau 2
Un deuxième exemple de composition et de conditions 5 thermodynamiques des flux circulant dans les conduits référencés à la figure 2 est donné dans les tableaux 3 et 4.
Flux circulant 12 13 14 15 16 17 18 dans le conduit PHASE Vapeur Vapeur Mélange Mélange Liquide Mélange Mélange vapeur/ vapeur/ vapeur/ vapeur/ liquide liquide liquide liquide Débit de fluide En Kg molaire/h N2 120.1 223.0 120.1 120.1 120.1 223.0 223.0 CO2 440.9 818.8 440.9 440.9 440.9 818. 8 818.8 H2S 1261.8 2343.5 1261.8 1261.8 1261.8 2343.5 2343.5 Méthane 5903. 8 10964.4 5903.8 5903.8 5903.8 10964.4 10964.4 Ethane 704.8 1309.0 704.8 704.8 704.8 1309.0 1309.0 Propane 286.4 531.9 286.4 286.4 286.4 531.9 531. 9 i-butane 40.3 74.9 40.3 40.3 40.3 74.9 74.9 Butane 78.2 145.3 78.2 78.2 78.2 145.3 145.3 i-pentane 20.9 38.8 20.9 20.9 20.9 38.8 38.8 _Pentane 21. 0 39.1 21.0 21.0 21.0 39.1 39.1 Hexane 19.1 35.5 19.1 19. 1 19.1 35.5 35. 5 Benzène 0.4 0.8 0.4 0.4 0.4 0.8 0.8 Heptane 11.6 21.5 11. 6 11.6 11.6 21.5 21.5 Octane 6.7 12.5 6.7 6.7 6.7 12.5 12.5 H2O 0.1 0.1 0. 1 0.1 0.1 0.1 0.1 Débit total 8916.2 16558.9 8916.2 8916.2 8916.2 16558.9 16558.9 En Kg molaire/h Température, 50.0 50.0 -12.4 -27.1 -52.4 -18.4 -27.1 en C Pression 93.0 93.0 92.0 91.0 90.0 92.0 91.0 En bar abs.
Tableau 3
Flux circulant 19 20 21 22 23 24 dans le conduit PHASE Liquide Liquide Mélange Liquide Vapeur Vapeur vapeur/ liquide Débit de fluide En Kg molaire/h N2 223.0 343.0 343.0 3.1 339.9 339.9 CO2 818.8 1259.7 1259.7 956.3 303.5 303.5 H2S 2343.5 3605.3 3605.3 3244.9 360.4 360.5 Méthane 10964.4 16868.2 16868.2 4126.5 12741.7 12742.4 Ethane 1309.0 2013.8 2013. 8 1683.5 330.4 330.4 Propane 531.9 818.3 818.3 782.7 35.6 35.6 i-butane 74.9 115.2 115.2 113.9 1.3 1.3 Butane 145.3 223.5 223.5 221.2 2.3 2.3 ipentane 38.8 59.6 59.6 59.5 0.2 0.2 Pentane 39.1 60.1 60.1 59.9 0.2 0.2 Hexane 35.5 54.7 54.7 54.6 0.0 0.0 Benzène 0.8 1.2 1.2 1.2 0.0 0.0 Heptane 21.5 33.0 33.0 33.0 0.0 0.0 Octane 12.5 19.2 19.2 19.2 0.0 0.0 H2O 0.1 0.2 0.2 0.2 0.0 0.0 Débit total 16558.9 25475.1 25475.1 11359.7 14115.4 14116.3 En Kg molaire/h Température, -53.1 -52.9 -66.5 -46.0 -66. 1 60.0 en C Pression 90.0 90.0 44.0 44.3 44.0 95.0 En bar abs.
Tableau 4
La figure 3 représente une variante de réalisation du procédé de prétraitement décrit en référence à la figure 2. Les fonctions des éléments suivants, unité de déshydratation DH, échangeurs de chaleurs E9, E10 et E11, moyen de détente V7 et ballon B1, de la figure 3 correspondent respectivement aux fonctions des éléments suivants, unité de déshydratation DH, échangeurs de chaleurs E2, E3, E5, E6, R, moyen de détente V5 et colonne Cl, de la figure 2.
Sur la figure 3, l'effluent brut peut être refroidi par l'échangeur de chaleur E8 et détendu par le moyen de détente V6 avant d'être introduit dans le dispositif de séparation S. Le gaz associé évacué en tête du dispositif S par le conduit 31 est déshydraté dans l'unité DH. Selon l'invention, on déshydrate dans l'unité DH le gaz de manière à ce que la température de rosée eau du gaz déshydraté aux conditions de pression du ballon B1 soit supérieure de 15 C, de préférence supérieure de 15 C à 60 C, à la température de l'effluent introduit dans le ballon B1 par le conduit 42, c'est-à-dire à la température de l'effluent dans le ballon B1.
L'effluent déshydraté est séparé en deux flux circulant dans les conduits 32 et 33. Ces flux sont respectivement refroidis par les échangeurs de chaleur E9 et E10. Les deux flux refroidis sont réunis. L'effluent résultant du mélange est refroidi par l'échangeur de chaleur E11, puis introduit dans l'échangeur de chaleur E12 par le conduit 41.
L'effluent est ensuite détendu dans le moyen de détente V7.
L'effluent détendu est introduit par le conduit 42 dans le ballon de 15 séparation B1.
Le liquide riche en composés acides, notamment en H2S, est pompé par lapompe P4 puis envoyé par le conduit 44 dans les échangeurs de chaleurs E12 et E10 pour être réchauffé.
Ensuite, le liquide riche en H2S est pressurisé, préférentiellement au moyen de pompes (par exemple par la pompe P5), puis introduit dans le puits P pour être séquestré dans une structure ou un réservoir souterrain. Sans sortir du cadre de l'invention, le flux riche en H2S peut être réinjecté selon toute autre manière connue.
Le gaz évacué en tête du ballon B1 est réchauffé dans l'échangeur E9, comprimé par le compresseur K2, puis refroidi par l'échangeur E13 et enfin acheminé par circulation dans le conduit 43 jusqu'à une installation de traitement de finition, par exemple à terre.
Pour illustrer le procédé de pré-traitement décrit en référence à la figure 3, un exemple de composition et de conditions thermodynamiques des flux circulant dans les conduits référencés à la figure 3 est donné dans le tableau 5. Dans cet exemple, les conditions thermodynamiques du ballon B1 sont choisies de manière à ce que le gaz pré-traité obtenu en tête du ballon B1 comporte moins de 25 % de la quantité d'H2S contenue dans le gaz circulant dans le conduit 31.
Flux circulant 31 32 33 41 42 43 44 dans le conduit PHASE Vapeur Vapeur Vapeur Mélange Mélange Vapeur Liquide vapeur/ vapeur/ liquide liquide Débit de fluide En Kg molaire/h N2 397,6 198,8 198,8 397,6 397,6 355,3 42, 3 CO2 1544,0 772,0 772,0 1544,0 1544,0 702,1 841,9 H2S 4628,9 2314,4 2314, 4 4628,9 4628,9 1157,2 3471,6 Méthane 19991,2 9995,6 9995,6 19991,2 19991, 2 14696,0 5295,2 Ethane 2525,7 1262,8 1262,8 2525,7 2525,7 889,0 1636,7 Propane 1096,6 548,3 548,3 1096,6 1096,6 157,1 939,6
_
i-butane 161,5 80,8 80,8 161,5 161,5 8,4 153,1 Butane 323,1 161,5 161,5 323,1 323,1 16,1 307,0 i-pentane 90,1 45,0 45,0 90,1 90,1 1,6 88,5 Pentane 93,2 46,6 46,6 93,2 93,2 1,7 91,5 Hexane 87,0 43,5 43,5 87,0 87,0 0,3 86,7 Benzène 9,3 4,7 4,7 9,3 9,3 0,0 9,3 Heptane 52,8 26,4 26,4 52,8 _ 52,8 0,0 52,8 Octane 55,9 28,0 28,0 55,9 55,9 0,0 55,9 H2O 129,7 1,5 1, 5 3,0 3,0 0,1 2,8 Débit total 31186,7 15530,0 15530,0 31060,0 31060,0 17985,0 13075,0 En Kq molaire/h Température, 65,0 67,2 67,2 -20,9 -39,1 65,0 -32,1 en C Pression 95,0 95,0 95,0 93,0 55,0 95,0 150,0 En bar abs.
Tableau 5
Les figures 4 et 5 représentent schématiquement l'ensemble du 10 traitement d'un gaz acide.
En référence à la figure 4, le gaz arrivant par le conduit 51 subit un pré-traitement dans l'unité PT. Ce gaz peut correspondre au gaz circulant dans le conduit 11 de la figure 2 ou au gaz circulant dans le conduit 31 de la figure 3. Ce pré-traitement peut être réalisé sur le site de production du gaz, par exemple sur le site d'extraction de l'effluent brut, situé sur une plate-forme en mer ou sur un site éloigné du lieu de traitement principal. Par exemple, le pré-traitement peut correspondre au procédé décrit en référence à la figure 2 ou 3.
Ensuite, le gaz prétraité issu de l'unité PT, par exemple le gaz circulant dans le conduit 24 référencé à la figure 2 ou dans le conduit 43 référencé à la figure 3, est convoyé par circulation dans le conduit ou pipe 52 vers l'unité de traitement 53 principal, par exemple située à terre.
Dans l'unité de traitement 53, le gaz subit une désacidification dans l'unité DA. Cette désacidification permet de retirer les composés acides résiduels, en particulier l'H2S, éventuellement les mercaptans, le COS et le CO2. Ce traitement peut être réalisé par tout traitement connu de l'homme de l'art. Il peut s'agir d'un lavage par solvant chimique, physique ou hybride. Parmi les solvants chimiques, les alkanolamines, comme par exemple la monoéthanolamine (MEA), la diéthanolamine (DEA), la méthyldiéthanolamine (MDEA), la diglycolamine (DGA), la diisopropanolamine (DIPA) peuvent être utilisées. Les solvants physiques tels le méthanol, les morpholines (NFormylmorpholine (NFM), N- Acetylmorpholine, etc.), des glycols (comme le diméthyléther de polyéthylène glycol), ou encore la N-méthyl pyrrolidone (NMP) peuvent également être utilisés. Enfin, des mélanges de solvants chimiques et/ou physiques peuvent également être mis en oeuvre. Par exemple, l'unité DA peut mettre en oeuvre un des procédés décrits dans les documents suivants: FR 2 605 241, FR 2 636 857, FR 2 743 083.
Dans le cas où le traitement de désacidification mis en oeuvre dans l'unité DA amènerait à saturer le gaz en eau (notamment avec un traitement aux amines), on peut mettre en oeuvre une étape de déshydratation dans l'unité DH. Le traitement de déshydratation réalisé dans l'unité DH peut être l'un des traitements de déshydratation mentionnés précédemment lors de la description de l'unité DH de la figure 2. En particulier, il est possible d'utiliser un lavage du gaz avec une solution de glycol. Le gaz déshydraté est évacué de l'unité DH par le conduit 54.
Le gaz traité issu de l'unité de traitement 53 peut être utilisé comme gaz combustible, par exemple pour le fonctionnement de l'unité 53. Une partie ou la totalité du gaz traité peut être envoyée par circulation dans le conduit ou pipe 54 jusqu'au site de production amont, par exemple situé en mer. Ensuite, le gaz est utilisé comme combustible dans l'unité COM pour produire l'énergie, par exemple nécessaire au fonctionnement des sites de production en mer.
Le tableau 6 illustre les propriétés du gaz obtenu en sortie de l'unité DH de la figure 4 par le procédé selon l'invention et les propriétés imposés pour un gaz commercial. Le cas 1 correspond au traitement d'un gaz selon le procédé illustré par la figure 2 dans les conditions spécifiées par les tableaux 2 et 3. Le cas 2 correspond au traitement d'un gaz selon le procédé illustré par la figure 2 dans les conditions spécifiées par les tableaux 4 et 5.
Propriétés Unités Cas 1 Cas 2 Spécifications pour un gaz commercial Pouvoir calorifique supérieur (GHV) MJ/Nm 41,17 39,66 32,5 à 45 Indice de Wobbe MJ/Nm' 53,16 52,10 41,2 à 54,5 Point de rosée eau C < -30 < -30 < -30 Point de rosée Hydrocarbure C -54,1 -66,4 < -30 Teneur en H2S Mg/Nm' < 7,0 < 7,0 < 7,0 Teneur en mercaptans Mg/Nm' 6,4 0,7 < 14,0
Tableau 6
Ainsi, le procédé selon l'invention permet de fournir un gaz commercial ou du fioul gaz avec des traitements complémentaires réduits, illustré par la figure 4. En effet, on évite, en aval du traitement de désacidification dans l'unité DA, des traitements complémentaires de démercaptanisation et de concentration en méthane (opération couramment nommée "dewpointing") communément effectués sur le gaz doux et illustrés par la figure 5.
La figure 5 constitue une alternative au traitement de gaz décrit en référence à la figure 4. Les références de la figure 5 identiques aux références de la figure 4 désignent les mêmes éléments.
En référence à la figure 5, le gaz subit un pré-traitement de désacidification partielle dans l'unité PT, puis est désacidifié dans l'unité DA et déshydraté dans l'unité DH.
Le gaz déshydraté subit un traitement complémentaire d'adsorption des composés acides dans l'unité ADS, notamment si une forte quantité de mercaptan est présente dans le gaz. L'unité ADS peut mettre en oeuvre un traitement sur zéolithes, par exemple le procédé décrit dans le document WO 2004/039926 Al.
En outre, le gaz appauvri en mercaptans issu de ADS, subit un ajustement de sa composition en hydrocarbure en refroidissant le gaz à une température déterminée afin de condenser les hydrocarbures non désirés. Cette opération est couramment nommée "dewpointing".
Le gaz adouci est envoyé dans l'unité COM.
Sans sortir du cadre de l'invention, le procédé selon l'invention peut 20 être mis en oeuvre pour réaliser le prétraitement de tout type de gaz d'hydrocarbure comportant de l'H2S.

Claims (12)

REVENDICATIONS
1) Procédé de traitement d'un gaz d'hydrocarbures, ledit gaz comportant au moins l'un des composés acides suivants l'hydrogène sulfuré (H2S), du dioxyde de carbone (CO2), de l'oxysulfure de carbone (COS) et des mercaptans, dans lequel on effectue les étapes suivantes: a) on déshydrate le gaz, b) on refroidit le gaz déshydraté jusqu'à une température à laquelle une partie des composés acides se condensent, de manière à obtenir un effluent comportant une fraction liquide riche en composés acides et une fraction gazeuse appauvrie en composés acides, c) on introduit l'effluent dans une zone de séparation de manière à séparer la 15 fraction liquide de la fraction gazeuse d) on injecte au moins une partie de la fraction liquide riche en composés acides dans une zone de stockage souterraine, procédé dans lequel à l'étape a) on déshydrate le gaz de manière à ce que la température de rosée eau du gaz déshydraté à la pression de fonctionnement de la zone de séparation est supérieure d'au moins 15 C à la température minimum dudit effluent dans la zone de séparation.
2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel ledit gaz est à une pression comprise entre 30 et 120 bar absolu, - la teneur en eau du gaz déshydraté obtenu à l'étape a) est inférieure à 50 ppm, - à l'étape b) , le gaz déshydraté est refroidi jusqu'à une température comprise entre 90 C et -20 C.
3) Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel on opère une désacidification complémentaire de la fraction gazeuse obtenue à l'étape c) par absorption des composés acides par une solution absorbante et/ou par adsorption des composés acides sur un tamis moléculaire.
4) Procédé selon la revendication 3, dans lequel on déshydrate la fraction gazeuse désacidifiée.
5) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, à 10 l'étape c), la zone de séparation met en oeuvre l'un des moyens suivants: colonne de distillation, ballon séparateur.
6) Procédé selon la revendication 5, dans lequel une partie de la fraction gazeuse issue de la colonne de distillation est condensée par refroidissement, 15 puis introduite dans la colonne à titre de reflux.
7) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, à l'étape b), on refroidit le gaz par au moins l'une des méthodes suivantes: échange de chaleur et détente.
8) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, avant l'étape d), on élève la pression de ladite au moins une partie de la fraction liquide riche en HZS par pompage.
9) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz d'hydrocarbures est un gaz associé à un effluent pétrolier brut et dans lequel avant l'étape a) on sépare l'effluent pétrolier brut et le gaz associé.
10) Procédé selon la revendication 9, dans lequel avant séparation on détend et/ou on refroidit l'effluent brut pétrolier avant de le séparer du gaz associé.
11) Procédé selon l'une des revendications 9 et 10, dans lequel l'effluent pétrolier brut est extrait à partir d'une structure pétrolière en mer et dans lequel la fraction gazeuse est désacidifiée dans une zone de traitement située à terre.
12) Procédé selon la revendication 11, dans lequel la fraction gazeuse désacidifiée est renvoyée sur la plate-forme pétrolière pour être utilisée comme combustible.
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