Mémoire Ingénieurs Génie Des Procédés 2011

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REPUBLIQUE ALGÉRIENNE DÉMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPÉRIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE UNIVERSITÉ AMAR TELIDJI-LAGHOUAT DÉPARTEMENT DE GÉNIE DES PROCÉDÉS MÉMOIRE DE FIN D’ÉTUDES EN VUE DE L’OBTENTION DU DIPLÔME D’INGÉNIEUR D’ÉTAT EN GÉNIE DES PROCÉDÉS OPTION : GÉNIE CHIMIQUE THEME Réalisé par : Dirigé par : HAFSI SABER KIOUAS AISSA N. GOURINE Ré-évaluation et prévision des débits d’injection du MEG au niveau du module II de Hassi R’mel

Transcript of Mémoire Ingénieurs Génie Des Procédés 2011

I

Republique Algrienne Dmocratique et PopulaireMinistere de lenseignement suprieur et de la recherche scientifique

universit amar tElIdji-laghouat

dpartement de GNIE DES PROCDS

mmoire de fin dtudesen vue de lobtention du diplme

dingnieur dtat en GNIE DES PROCDS

option: GNIE CHIMIQUETHEME

Ralis par: Dirig par:HAFSI SABER

KIOUAS AISSAN. GOURINE

PROMOTION 2010/2011Ddicaces

Remerciements

List des abrviations

C102Colonne dbuthaniseur

CminLa concentration minimum

CSTFCentre de Stockage et de Transfert Facilite (Center of Storage and Transfert Facility).

CTHCentre de Traitement dHuiles

D001Ballon de distribution (Diffuseur)D101Ballon de sparation tri-phasique

D103Ballon de sparation moyenne pression

D104Ballon de sparation bi-phasique

D105Ballon bi-phasique

D107Ballon de sparation bi-phasique

D401Ballons de torches haute pression

D410Rservoir de gaz inerte

D901Ballons de pr-sparation tri-phasiqueD902Ballon vertical de pr-sparation

dDensit

DCSDistributed Control SystemDEGDi-thylne glycol

E002Larorfrigrant

E101Arorfrigrant dadmission du train

E102changeurs gaz/gaz

E106changeur de reflux du d-thaniseur

F401Torches

F0Dbit minimum de MEG inject pour inhiber 1 Kg deau

F0HDbit de MEG hydrat

F1Dbit thorique

F2Performance normales de rgnration

FDbit de MEG (dbit pratique)

GNLGaz naturel liqufie

GPLGaz de ptrole liqufie

H101Rebouilleur

HR SudHassi Rmel sud

HR1Premier forage de Hassi RMEL

HR2Deuxime forage Hassi RmelHR3Troisime forage de Hassi RmelHR4quantime forage Hassi RmelHR5Cinquime forage Hassi RmelHR6Sisme forage Hassi RmelHR7Septime forage Hassi RmelHR8Huitime forage Hassi Rmel

K002Turbo compresseur

K101Turbo-expander

K401Compresseur piston deux tages

MEAMono-thanol-amineMEGMono thylne glycolMMSCFMille million standard cubique foot

MPPIIModule Processing Plant II

MairMasse molaire de lair

MgazMasse total de gaz

P414Train A

P415Train BP416Train C

PCIPouvoir calorifique infrieurPCSPouvoir calorifique suprieurPRCVVanne Joule Thomson

SPISection sparation des huiles

TDS (Total Dissolved Solids) mesure de la duret affiche par les appareils vendus aux USA.TEGTri-thylne glycol

TFHTemprature formation des hydrates

THTTtra Hydro Thiophne

TREGTtra-thylne glycol

QEAUQuantit deau dans le gaz ltat de saturation

Quantit deau qui limine

List des FiguresPartie thoriqueFigure I.1Rpartition des rserves de gaz naturel en 2004.7

Figure I.2Production de gaz naturel en milliards de mtres cubes sur la priode 1970-20048

Figure I.3Consommation de gaz naturel de 1965 200410

Figure I.4Consommation moyenne par personne de gaz naturel en quivalent tonne de ptrole.11

Figure I.5Production de gaz naturel en Algrie13

Figure I.6Rpartition de rserves gazires en Algrie14

Figure II.1Situation gographique de Hassi Rmel21

Figure II.2Carte gomtrique de Hassi Rmel montrant les emplacements des sites des modules 0,1,2,3 et 4.24

Figure II.3Schma technologique de lunit de BOOSTING Hassi Rmel28

Figure II.4Organigramme de lorganisation de la direction dexploitation de Hassi Rmel.29

Figure II.5Schmas du procd (HUDSON) employ au module II pour le traitement du gaz.39

Figure II.6Schma technologique du procd de rgnration du glycol.42

Figure III.1Photo reprsentant la formation des hydrates lintrieur des canalisations.47

Figure III.2Exemple dun diagramme des phases Eau-Gaz-Hydrates pour le CH4 (Clathrates).50

Figure III.3Photo de cristaux dun hydrate dans un racteur agit (Photo IFP)51

Figure III.4La gomtrie des diffrentes cavits des structures I, II et H.52

Figure III.5Unit de fabrication doxyde dthylne et dthylne59

Figure III.6quilibre de capacit des adsorbeurs deau en fonctiondhumidit relative bas sur lair (T = 77F, P = 1atm).66

Partie pratiqueFigure I.1volution de la teneur en eau du gaz en fonction de la pression du gaz brut diffrentes tempratures.78

Figure I.2Schma montrant lemplacement de linjection du dbit de MEG la sortie du ballon sparateur D10183

Figure I.3volution de la TFH en fonction de la pression du gaz brut.88

Figure I.4Histogramme de la quantit du glycol inject en fonction de P et T93

List des TableauxPartie thoriqueTableau I.1Classement des pays producteurs de gaz naturel en 20057

Tableau I.2Consommation mondiale en gaz naturel (perspectives 2020) en tonnes9

Tableau I.3Caractristiques physicochimiques des principaux paraffines constituantes le gaz naturel15

Tableau II.1Composition chimique du gaz dalimentation27

Tableau II.2Caractristiques de leau brute30

Tableau II.3Caractristiques de leau traite31

Tableau III.1Proprits physico-chimiques des glycols59

Tableau III.2Les avantages et les inconvnients des glycols60

Partie exprimentaleTableau I.1Teneurs en eau dans le gaz brut en fonction des paramtres opratoires (P, T)77

Tableau I.2Teneurs en eau dans le gaz brut en fonction des paramtres opratoires (P, T)80

Tableau I.3Teneurs en eau dans le gaz brut en fonction des paramtres opratoires (P, T)82

Tableau I.4Quantit deau quil faut liminer entre la sortie du ballon D101 et lentre du ballon D10184

Tableau I.5Composition du Gaz de sortie D10185

Tableau I.6Temprature de formation des hydrates TFH = f(P, T)88

Tableau I.7Cofficients KH.de lquation de Hamer-Shmidts90

Tableau I.8Quantit du glycol inject en fonction de P et T93

Tableau I.9Rsum rcapitulatif des valeurs des paramtres dtermins dans la partie calcul pour les diffrents cas tudies95

SommaireIntroduction gnrale .Partie thorique

Chapitre I: Gnralits sur le gaz naturelI.1.Gnralits sur le gaz naturel

I-1.1. Le gaz naturel dans le monde ......I-1.2. Les rserves mondiales de gaz naturel ............I-1.3. Production mondiale du gaz naturel ..I-1.4. Consommation mondiale en gaz naturel ...I-1.5. Gaz naturel en Algrie .....I-1.5.1. Dveloppement de lindustrie du gaz naturel en Algrie ......I-1.5.2. Richesse algrienne en gaz naturel .......I-1.5.3. Les rserves gazires en Algrie.......I-1.6. Caractristiques du gaz naturel .............I-1.6.1. Densit ......I-1.6.2. Pouvoir calorifique....I-1.6.3. Composition chimique...........I-1.6.4. Caractristiques des principaux composants du gaz naturel......

I-1.6.5. Caractristiques des paraffines constituantes le gaz naturel ..I-1.7. Contrle de la qualit du gaz naturel......

I-1.7.1. Critres de qualit.......I-1.7.1.1. Concernant le transport et la distribution du gaz........I-1.7.1.1.a) Le point de rose eau.....

I-1.7.1.1.b) La teneur en H2S et CO2 .........I-1.7.1.2. Concernant lutilisation.......I-1.7.1.2.a) Lindice de Wobbe .......

I-1.7.1.2.b) Les teneurs en produits odorants .....I-1.7.1.2.c) La teneur en Oxyde de Carbone .......I-1.7.1.2.d) La teneur en Soufre total ..

Chapitre II: Description technologique du module II de Hassi Rmel

II-1. Prsentation du champ de Hassi Rmel....

II-1.1. Situation gographique et climatique de Hassi Rmel.....

II-1.2. Historique de la rgion du Hassi Rmel.......II-1.3. Dveloppement de Hassi Rmel......II-1.4. Prsentation des secteurs de Hassi Rmel........

II-2. Les activits du champ de Hassi Rmel...

II-2.1. Procds de traitement du gaz.........

II-2.1.a) Procd PRICARD......

II-2.1.b) Procd HUDSON...

II-2.1.c) Procds mixte.........II-2.2. Les Modules de traitement de gaz...

II-2.2.1. Gnralits sur les Modules.....

II-2.2.2. Les salles de contrle des modules..........II-2.2.3. Unit de BOOSTING.......II-2.2.4. Organisation de la direction Exploitation .......

II-2.3. Description du module II.....II-2.3.1. Composition chimique du gaz dalimentation.........II-2.3.2. Spcifications des produits......

II-2.3.3. Organisation du MPPII (Module Processing Plant II).....II-2.4. Les utilits du module II..........II-2.4.1. Section de production de lair instrument et lair de service.......II-2.4.1.a) Air service.............

II-2.4.1.b) Air instrument...................................................................

II-2.4.2. Section de traitement des eaux.....

II-2.4.2.1. Eau de service et eau dincendie...........II-2.4.2.2. Eau de refroidissement et eau potable..II-2.4.3. Gaz inerte.....

II-2.4.4. Section gaz combustibles (Fuel gaz)............

II-2.4.5. Alimentation lectrique....II-2.4.6. Section de drainage......

II-2.4.7. Section de recompression.........

II-2.4.8 Section rseau de torches..........

II-2.5.Traitement de gaz..................

II-2.5.1. Description du procd .......

II-2.5.1.a) Gaz de vente.....

II-2.5.1.b) Condenst et GPL.....

II-2.5.2. Compression et transfert du gaz(K002) ..

II-2.6. Glycol...

II.2.6.1. Prparation et stockage de glycol.

II-2.6.2. Injection de glycol....

II-2.6.3. Rgnration de glycol........

II-2.6.4. Description du procd de rgnration de glycol...

II-3. Partie scurit: Systme de lutte contre les incendies....II-3.1. Eau dincendies...........II-3.2. Mousse physique.........II-3.3. Vhicules et appareils mobiles....II-3.3.a) Vhicules.....II-3.3.b) Appareils mobiles.......II-3.4. Extincteurs de flammes.......II-3.4.1. Diffrents types dextincteurs.....II-3.4.1.a) Extincteurs CO2........II-3.4.1.b) Extincteurs halognes......II-3.4.1.c) Autres extincteurs........II-3.4.2.Emplacement des extincteurs.........II-3.4.4 Signaux dalarme....Chapitre III: Les hydrates

III-1. Gnralits sur les hydrates........

III-1.1. Les eaux de gisement......III-1.2. La teneur en eau dans le gaz nature....

III-1.3. Mesure de la teneur en eau.....

III-1.4. Solubilit du gaz naturel dans leau .......

III-1.5. Les hydrates et conditions de leur formation.....

III-1.6. Dtermination du domaine (P, T) de formation des hydrates.

III-1.7. Structures des hydrates (Structure de base)........

III-1.7.a) Hydrates de structures I .........

III-1.7.b) Hydrates de structures II .......

III-1.7.c) Hydrates de structure H .........

III-1.8. Prvention des hydrates......

III-1.8.1. Chauffage.....

III-1.8.2. Rduction de pression..

III-1.8.3. Utilisation des inhibiteurs........

III-1.8.3.1 Les Sels.......

III-1.8.3.2 Alcools....

III-1.8.3.3 Autres inhibiteurs....

III-1.9. Abaissement de la temprature de formation des hydrates (TFH) par injection dinhibiteur .......III-1.9.1. Dshydratation par absorption.....................

III-1.9.1.a) Principe ........

III-1.9.1.b) Type dabsorbants .......III-1.9.2. Pourquoi le glycol ?.........................................

III-1.9.3. Les diffrents types de glycols....

III-1.9.4. Fabrication des glycols........III-1.9.5. Prcaution prendre pour le glycol.....

III-1.9.5.1. Oxydation..

III-1.9.5.2. Dcomposition thermique..

III-1.9.5.3. Contrle du pH..

III-1.9.5.4. Contamination des sels..

III-1.9.5.5. Prsence des hydrocarbures liquides.....

III-1.9.5.6. Moussage...

III-1.9.6. Perte de glycol....

III-1.9.7. Proprits physico-chimiques des glycols.......

III-1.9.8. Choix du type de glycol..

III-2. Dhydratation du gaz naturel.....

III-2.1. Dfinition de la dshydratation..

III-2.2. Les procds de dshydratation..

III-2.1.1. Dshydratation par Condensation par refroidissement.....

III-2.1.2. Dshydratation par adsorption en lit fixe......

III-2.1.3. Dshydratation par procd de dtente-rfrigration...

III-2.1.4. Dshydratation par absorption..

III-2.1.4.1 Les avantages..

III-2.1.4.2 Les inconvnients.......

III-2.1.5. Chauffage......III-2.1.6. Rduction de pression...

Partie calcul

I-1. Expos de lobjectif du travail (Problmatique)...I-2. Dtermination la teneur en eau dans le gaz naturel..I-2.1. Sparateur dadmission (D101).I-2.1.1. Cas design (1980).. I-2.1.1.a) priode hiver T=40C (tmprture minimal attient en hiver) I-2.1.1.b) priode dt T=49C (tmprture maximum attient en t) ..

I-2.1.2. Cas actuel (2011).. I-2.1.2.a) priode hiver T= 40C.. I-2.1.2.b) priode dt T=49C..I-2.1.3. Cas futur:(2016) I-2.1.3.a) priode hiver T= 40C.

I-2.1.3.b) priode dt T=49C..

I-2.2. Sparateur final haute pression (D102)..I-2.2.1 Cas designI-2.2.2 Cas actuel....I-2-.3. Sparateur moyenne pression (D103)

I-2.3.1 Cas design.I-2.3.2 Cas actuelI-3. Dtermination de la quantit de H2O quil faut liminer..I-3.1. Cas design. I-3.1.a) T= 40C .

I-3.1.b) T=49C ..I-3.2. Cas Actuel I-3.2.a) T= 40C .

I-3.2.b) T= 49C .I-3.3. Cas futur. I-3.3.a) T= 40C .

I-3.3.b) T=49C .I-4. Calcul de la temprature de dbut de formation des hydrates TFH.I-4.1. Cas designI-4.2. Cas ActuelI-4.3. Cas future ...I-5. Dtermination du dbit pratique de MEG injecter.I-5.1. Labaissement de temprature.I-5.2. La concentration minimale (en poids) de MEG dans la solution finale (eau/glycol) viceI-5.2.a) Cas design.I-5.2.b) Cas actuel.I-5.2.c) Cas futur..

I-5.3. dbit minimal de MEG inject une puret x% pour ihiber 1Kg deau. I-5.3.a) Cas design.I-5.3.b) Cas actuel.I-5.3.c) Cas futur..I-5.4. Calcul du dbit thorique de MEG (F1).I-5.5. Dtermination du facteur de performance normale de rgnration.I-5.6. Calcul du dbit pratique de MEG (F)..Conclusion gnrale

Rfrences bibliographiques

Annexes 2666

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Introduction gnrale

Le gaz naturel est un combustible fossile, il sagit d'un mlange dhydrocarbures prsent naturellement dans des roches poreuses sous forme gazeuse. Avec 23% de lnergie consomme en 2005, le gaz naturel est la troisime source d'nergie la plus utilise dans le monde aprs le ptrole (37%) et le charbon (24%). Lusage du gaz naturel est principalement orienter vers lindustrie, lusage domestique et la production d'lectricit.La prsence de leau dans le gaz occasionne dans les conditions idales de temprature et de pression, la formation declathrates appeles communment les hydrates de gaz naturel, qui engendrent a leur tour lobturation des tubes dchangeurs, et peuvent en cas chant conduiremme larrt momentan du traitement. Cest un problme largement connu dans lindustrie gazire, qui pour le matriser est dot de systmes dinhibition de la formation des hydrates, bass sur lemploi de plusieurs types de produits chimiques dshydratants.Pour viter cet inconvnient, on a cherch utiliser des produits qui, ajouts au fluide, pourraient agir comme inhibiteurs en abaissant la temprature thermodynamique de formation des hydrates. Ce sont notamment des alcools, tels que le mthanol, ou des glycols, tels que le mono-, le di- ou le tri-thylne glycol.Le mono-thylne glycol (MEG) est celui qui se prte le mieux linhibition au niveau du module (II) Hassi Rmel, toutefois linjection et la rgnration du mono-thylne glycol saccompagnent de pertes quotidiennes totalisant une moyenne de 20 L/106.m3 de gaz de vente.La chute progressive de la pression lentre du module II de 141,2 Kg/cm2 (en 1980) 114 Kg/cm2 (en 2011) avec Boosting en service a induit que la charge ne contienne plus la mme teneur en eau, et la baisse de pression na fait quaugmenter cette teneur dans le gaz, donc il est indispensable rviser le nouveau dbit de MEG injecter dans le circuit en fonction de la nouvelle teneur du gaz en eau.

Lobjectif principal de ce travail est de rvaluer (r-estimer) les valeurs des dbits dinjection de lthylne glycol (MEG) qui sont directement lies la variation (diminution progressive annuelle) de la pression du gaz au niveau de la ligne dalimentation ( lentre de lunit GPL) du module II de Hassi Rmel. Il sagit donc par consquent, dune mise jour des dbits dinjection du MEG en fonction de cette nouvelle valeur de pression (valeur actuelle). Lobjectif secondaire de ce calcul, est de faire une prvision (future estimation) de ce dbit dans les quelques annes venir, lorsque la pression va atteindre sa valeur rduite de 103 Kg/cm2 en 2016.Le travail de ce mmoire est divis en deux parties, la premire partie (ou partie thorique) est divise son tour en trois chapitres:

Le premier chapitre apporte des informations gnrales concernant le gaz naturel dans le monde et en Algrie. En commencent par les rserves mondiales, en met la lumire sur la production et la consommation mondiales du gaz, aprs quoi on passe plus spcialement en Algrie, o on parle des dveloppements, des richesses et des rserves en gaz naturel dans ce pays. Enfin, on donne quelques caractristiques les plus importantes du gaz naturel sans oublier de parler du contrle de qualit concernant le transport et la distribution du gaz.Le second chapitre est consacr la description technologique du module II de Hassi Rmel (lieu du stage du PFE). Ce chapitre commence par une prsentation gnrale de la rgion de Hassi Rmel, puis par une description plus dtaille des activits de Hassi Rmel savoir: les procds et les modules de traitement du gaz, la description et les utilits du module II, le traitement de gaz, le glycol, et enfin la partie scurit.Le troisime et le dernire chapitre passe en revu les principes thoriques concernant les dfinitions des hydrates, leurs formation, leurs diffrents types ainsi que les moyen de prvention contre leurs formations.Enfin, la deuxime partie de ce mmoire est consacre la dtermination (mise jours) des nouvelles valeurs des dbits dinjection de lthylne glycol (MEG).Partie thorique

Chapitre I

Gnralits sur le gaz naturel

I-1. Gnralits sur le gaz naturel

I-1.1. Le gaz naturel dans le monde

Pendant longtemps, le gaz naturel a t considr comme un sous produit du ptrole; il tait brl aux torches de nombreux gisements. Il a commenc tre utilis aux tats-Unis, dabord dans lindustrie, puis pour des usages domestiques en se substituant peu peu au gaz manufactur.Son dveloppement a ensuite t trs rapide, grce labondance de ses rserves, leur rpartition sensiblement plus quilibre que celle des rserves ptrolires et son excellente qualit pour le consommateur final. Mais le cot de son transport pse de plus en plus lourd. Jusqu ces dernires annes, les grandes zones productrices concidaient avec les grandes zones consommatrices. Ce nest plus le cas aujourdhui: les pays industrialiss occidentaux disposent que de 11% des rserves prouves de gaz naturel alors quils reprsentent 49% de la consommation mondiale. Au plan local, ce phnomne se rpte; cest notamment le cas en Amrique du Nord avec les dcouvertes des zones arctiques, dans lURSS o lessentiel des ressources situe maintenant en Sibrie, en Europe de lOuest avec limportance prise par la mer du Nord.I-1.2. Les rserves mondiales de gaz naturel

Ces rserves, bien que limites sont trs importantes et les estimations concernant leur taille continuent de progresser mesure que de nouvelles techniques dexploration ou dextraction sont dcouvertes. Les ressources de gaz naturel sont abondantes et trs largement distribues travers le monde (Figure I.1) On estime quune quantit significative de gaz naturel reste encore dcouvrir.Les rserves prouves sont celles qui pourraient tre produites avec la technologie actuelle. Lex Union sovitique et le Moyen-Orient se partagent eux deux environ les trois quart des rserves mondiales de gaz naturel (respectivement 38% et 35% du total). Les rserves mondiales de gaz naturel ont plus que doubl au cours des vingt dernires annes et slevaient en 2000, 150,19 trillions de mtres cubes.

Le ratio mondial des rserves prouves de gaz naturel par rapport la production son niveau actuel est entre 60 et 70 ans. Ceci reprsente le temps restant avant lpuisement des rserves en supposant que les taux actuels de production soient maintenus.

Figure I.1:Rpartition des rserves de gaz naturel en 2004.

I-1.3. Production mondiale du gaz naturel

Les principaux pays producteurs en 2000 taient les tats-unis et la Fdration de Russie (Figure I.2) avec respectivement 22,9% et 22,5% de la production mondiale. Dautres tats possdent galement une certaine importance telle que le Canada, le Royaume-Uni, lAlgrie, lIndonsie, lIran, les Pays-Bas, la Norvge et lOuzbkistan. Ces dix pays ont reprsent eux seuls plus de 86% de la production totale de gaz naturel en 2000. noter que lAmrique du Nord et lex. Union sovitique produisent 59% de la production globale.

La production mondiale totale en 2000 tait de 2422,3 milliards de mtres cubes en croissance de 4,3% par rapport lanne prcdente. Une croissance sensiblement plus leve que la moyenne annuelle sur la priode 1990-2000. Bien que la production ait augment dans toutes les rgions, la croissance la plus rapide a t enregistre au Moyen-Orient et en Afrique. Pendant la dcennie 90, la production a progress dans toutes les rgions sauf en ex. Union sovitique.

En 2005 le monde a produit 2763 milliards de mtres cubes de gaz naturel (Tableau I.1), en hausse de 2,5% par rapport lanne prcdente (alors que la production de ptrole na augment que de 1%). La Russie reprsente 22% de la production mondiale Les chiffres de production de gaz naturel sont assez complexes interprter, selon les modes de calcul on peut ou non compter le gaz associ brl en torchre, compter les volumes de gaz avant ou aprs extraction des polluants.

Figure I.2: Production de gaz naturel en milliards de mtres cubes sur la priode 1970-2004.Tableau I.1: Classement des pays producteurs de gaz naturel en 2005.PaysProduction (G.m3)Notes

Russie598Principalement en Sibrie Occidentale.

tats-unis525Rle croissant du gaz non conventionnel et de loffshore profond.

Canada185En dclin probable.

Algrie88Plus de 50% de la production africaine.

Royaume-Uni88Dclin rapide.

Iran87Rserves sous-exploites.

Norvge85Troll, Ormen Lange.

Indonsie76Exportations en dclin.

Arabie Saoudite70Rserves sous-exploites.

Pays-Bas62 /

Malaisie60 /

Turkmenistan59Dauletabad.

Ouzbkistan56 /

Chine50Croissance trs rapide (production double en 5 ans).

mirats47 /

Argentine46Dpltion rapide des rserves.

Total mondial2763 /

I-1.4. Consommation mondiale en gaz naturelLe gaz naturel reprsente prs du quart de la consommation nergtique mondiale. Comme le montre clairement le graphique ci-aprs (Figure I.3), cette consommation a considrablement augment au cours des 30 dernires annes.

Figure I.3: Consommation de gaz naturel de 1965 2004.Les principaux pays consommateurs de gaz naturel en 2000 taient les tats-unis, avec 27,2% de la consommation totale et la Fdration de Russie, avec 15,7%. LAmrique du Nord et lex Union sovitique ont consomm ensemble environ du gaz naturel produit. La part de lEurope dans la consommation totale de gaz naturel tait 19,1%. Ces trois zones reprsentent elles seules les trois quart de la consommation globale (Tableau I.2).

La croissance de la consommation tait 4,8% en 2000, avec des taux plus levs en Afrique 12,8% et en Asie 7,8%. La consommation mondiale totale a reprsent 2404,6 milliards de mtres cubes.Les principales agences nergtiques mondiales prvoient une progression importante de la demande travers le monde au cours des vingt prochaines annes, croissance qui devrait principalement avoir lieu au sein des pays en dveloppement (Figure I.4).

Figure I.4: Consommation moyenne par personne de gaz naturel en quivalent tonne de ptrole.Actuellement, la demande de gaz crotra par 5%, par 25% en 90% vers 2030. Le commerce international et interrgional se dveloppera de faon spectaculaire, le commerce interrgional pourrait crotre de 11% en 1995 17% vers 2010 et 22% de la demande mondiale totale de gaz vers 2030.

Tableau I.2: Consommation mondiale en gaz naturel (perspectives 2020) en tonnesPays/Consommation20002020

Amrique du Nord454,5469

Canada79,595

tats-unis375374

Amrique latine112,5151

Europe occidentale230,5257

Europe orientale940,51136

CEI830999

Autres pays110,5137

Afrique71,5138

Moyen orient108174

Asie/Ocane197,5298

Japon47,561

Australie/N. Zlande20,527

Total Monde1985,52413

I-1.5. Gaz naturel en AlgrieI-1.5.1. Dveloppement de lindustrie du gaz naturel en Algrie

la fin de 1953, plusieurs compagnes de sismiques aboutirent la mise en vidence dune zone haute pouvant constituer un anticlinal, notamment dans la rgion de Hassi Rmel, un premier forage (HR-1) a t ralis en 1956. Huit puits sont alors raliss, dlimitant ainsi une structure anticlinale constituant un grand rservoir de gaz.

Ce premier dveloppement du champ permet de prciser le facis des nouvelles gologiques et dapprofondir les connaissances sur le rservoir et son effluent.Quatre puits sont relies un centre de traitement permettant lexploitation commerciale du champ, ds fvrier 1961 deux units livrent du gaz GL4-Z travers un gazoduc reliant Hassi Rmel Arzew, le condenst tait vacu Haoudh-El-Hamra via loloduc N8.Depuis la mise en exploitation, plusieurs tapes ont t marques avant datteindre la phase actuelle de dveloppement, de 1961 1971, la production annuelle de gaz brut passe de 0,8 3,2 milliards de m3 et celle du condenst passe de 126 000 623 000 tonnes, et de 1971 1974, des tudes des rservoirs permettent de dfinir le mode dexploitation du champ.En 1974, paralllement ces tudes, une extension du centre de traitement tait ralise par ladjonction de six nouvelles units dune capacit totale de 300.106 m3/j, un programme de forage complmentaire tait port sur 23 nouveaux puits raliss entre 1971 et 1974.Depuis 1980, lAlgrie est devenue lun des grands exportateurs mondiaux de gaz naturel. Une particularit souligner est que lAlgrie a pu raliser diverses installations de liqufaction de gaz naturel qui lui permettent de le commercialiser sous forme liquide et le transporter dans des mthaniers vers le march extrieur (tats-unis, Europe, etc.); paralllement ce mode de transport lAlgrie a pu transporter son gaz par des gazoducs reliant directement Hassi Rmel lEurope, Cest ainsi quelle exploite actuellement le fameux gazoduc transmditerranen qui relie lAlgrie lItalie et la Slovnie via la Tunisie.I-1.5.2. Richesse algrienne en gaz naturelLAlgrie possde des rserves immenses en gaz naturel savoir le champ de Hassi Rmel, qui est lun les plus grand lchelle mondiale et celui de Ain-Salah qui est exploit en 2002. LAlgrie est place au quatrime rang, en possdant 10% environ des rserves mondiales (Figure I.5).Lexploitation de gaz naturel en provenance de lAlgrie atteindra 80 milliards de m3; autrement dit lAlgrie deviendra parmi les premiers exportateur dans ce secteur.Les rserves algriennes en gaz naturel sont values 5000 milliards de m3 prouvs, ce qui place notre pays au 5me rang mondial des pays dtenteurs de gaz naturel. La production algrienne de gaz naturel assure par sept principaux gisements a atteint lanne 2005: 2350 milliards m3 dont 750 milliards de m3 de gaz commercial, 344 milliards de m3 de rinjection, 330 milliards de m3 de condenst et 100 milliards de tonnes de GPL.

Figure I.5: Production de gaz naturel en Algrie.I-1.5.3. Les rserves gazires en Algrie

En janvier 2003 les rserves prouves de gaz naturel sont estimes 4,077.109 m3. Au cours des dix dernires annes les bassins de Berkine et dIllizi ont enregistr les taux de russite les plus leves dans lexploration, avec respectivement 51% et 50%. Parmi les autres bassins de Berkine qui se classent comme les plus fructueux figure le bassin dOued Mya ou ils ont effectu une autre dcouverte de gaz et de ptrole en 2002, ainsi que les bassins de Timimoune et Hassi Massoud.

Il est estim actuellement que des investissements de lordre de 7 Milliards de dollar devront tre dbloqus les prochaines annes afin de dvelopper touts les dcouvertes ralises (Figure I.6).

Figure I.6: Rpartition de rserves gazires en Algrie.I-1.6. Caractristiques du gaz naturelLe gaz naturel autant quune source dnergie est une des matires premires qui ont permis la diffusion du progrs conomique et social. son stade dexploitation, il doit tre caractris par certaines proprits:

I-1.6.1. DensitOn a coutume de dfinir la densit dun gaz par le rapport de sa masse volumique dans les conditions de rfrence choisies (par exemple pression atmosphrique normale et 15C) celle de lair dans les mmes conditions 1,225 Kg/m3.La densit des gaz naturels couramment mesure sur les champs par des valences qui comptent la mme temprature. La densit du gaz peut tre obtenue partir de sa masse molculaire que lon peut dfinir au moyen de sa composition chimique en utilisant la relation:

I-1.6.2. Pouvoir calorifiqueOn appelle pouvoir calorifique dun combustible liquide ou gazeux la quantit de chaleur dgage par la combustion dune masse ou dun volume unit. Pour un gaz, le pouvoir calorifique sexprime en Joule par mtre cube mesur dans les conditions de rfrences.Il existe deux valeurs de pouvoir calorifique:

Pouvoir calorifique suprieur PCS: Il correspond la chaleur dgage lorsque tous les produits de la composition sont ramens la temprature ambiante: leau forme tant ltat liquide. Pouvoir calorifique infrieur PCI: Il correspond la raction de combustion, dans laquelle leau forme resterait ltat vapeur.

Remarque: Le PCS diffre du PCI dune quantit qui est la chaleur latente de vaporisation de leau.I-1.6.3. Composition chimiqueTous les hydrocarbures prsents dans le gaz brut appartiennent la srie des paraffines de formule gnrale: CnH2n+2 cela sajoute: de variables proportions de gaz non combustible (N2, H2S et CO2) en quantits apprciables. En faibles quantits (traces) on trouve lArgon, et de lHlium. (Condenst, GPL) et de leau sale.La composition chimique nous aide calculer certaines proprits du gaz naturel, telles que la compressibilit, la densit en fonction de la pression et de la temprature et dfinir les conditions de son traitement lors de lexploitation (extraction des hydrocarbures liquides).

I-1.6.4. Caractristiques des principaux composants du gaz naturel Lazote N2: Gaz incolore et inodore.

Temprature dbullition 1 atm: 195,8C.

Densit du liquide la temprature dbullition: 0,808. Le gaz carbonique CO2: Gaz incolore et inodore.

Soluble dans leau et non inflammable.

Se solidifie par simple compression.

Densit de la vapeur 15C: 1,5201. Condenst (C5+):

Liquide clair, inflammable et volatil.

Intervalle de distillation: 30C 200C. Temprature dauto inflammation: 380C 445C. Densit du liquide 15C et 1 atm: 0,71 0,76.I-1.6.5. Caractristiques des paraffines constituantes le gaz naturel

Le tableau suivant (Tableau I.3) donne les caractristiques de quelques paraffines les plus important entrant dans la composition du gaz naturel.

Tableau I.3: Caractristiques physicochimiques des principaux paraffines constituantes le gaz naturel.Paraffine (formule chimique)CH4C2H6C3H8i-C4H10

CouleurIncoloreIncoloreIncoloreIncolore

Temprature dbullition (C)163,3488,4541,8911,57

InflammationInflammableTrs inflammableTrs inflammableTrs inflammable

Densit de la vapeur 15C0,55461,041,5232,067

Densit du liquide 15C0,4460,4460,53570,57

Limite dexplosion 14%(3-12,5)%(23-9,5)%

Temprature dauto-inflammation (C)540515450

I-1.7. Contrle de la qualit du gaz naturel

Le gaz naturel doit correspondre des exigences de qualit pour tre transport, distribu et utilis dans les meilleures conditions de scurit des personnes et des ouvrages, la continuit des services et doptimisation des performances chez lutilisateur.I-1.7.1. Critres de qualitI-1.7.1.1. Concernant le transport et la distribution du gazI-1.7.1.1.a) Le point de rose eau:

Le point de rose eau est la temprature laquelle se produit le dbut du changement de phases pour une temprature donne. Cest une fonction croissante de la pression et de la teneur en eau dans le gaz. Cette variable est utilise pour apprcier les risques associs la prsence deau. Cette dernire peut se condenser ou former de la glace ou des hydrates.I-1.7.1.1.b) La teneur en H2S et CO2:

Ces impurets provoquent une corrosion acide de lacier et du cuivre, en cas de condensation aqueuse, H2S et CO2 existants naturellement dans certains gaz. On limite leur concentration dans le gaz pour rendre la corrosion ngligeable.

I-1.7.1.2. Concernant lutilisationI-1.7.1.2.a) Lindice de Wobbe:Est une caractristique technique principale du gaz naturel. Elle se dfinit comme tant le quotient entre le pouvoir calorifique suprieur (PCS) du gaz et la racine carre de sa densit par rapport lair.Ce paramtre est fondamental pour le fonctionnement des brleurs de gaz induction atmosphrique dont le dbit calorifique est proportionnel lindice de Wobbe. Il permet aussi pour ce type de brleurs de vrifier linterchangeabilit des gaz naturels de qualits diffrentes.

I-1.7.1.2.b) Les teneurs en produits odorants:Les risques lis aux fuites de gaz exigent que celles-ci soient dtectables, certains gaz naturels contiennent des MercaptansR-SH qui sont des odorants naturels. Les gaz naturels dont le niveau dodeur naturel est nul ou insuffisants doivent subir une odorisation complmentaire, et on utilise gnralement le THTTtra Hydro Thiophne. Ces derniers sont ncessaires pour la scurit de lutilisateur.I-1.7.1.2.c) La teneur en Oxyde de Carbone:La prsence du CO peut entraner des effets physiologiques trs graves, mais aussi la formation des mtaux carbonyles en prsence des mtaux tels que le fer, le nickel, prsents dans les rservoirs souterrains.I-1.7.1.2.d) La teneur en Soufre total:Elle doit tre limite pour minimiser les missions des oxydes de soufre dans latmosphre et pour viter les condensations acides des produits de combustion.

Chapitre IIDescription technologique du module II de Hassi Rmel

II-1. Prsentation du champ de Hassi Rmel

II-1.1. Situation gographique et climatique de Hassi Rmel

Hassi Rmel, porte du dsert, dara de la wilaya de Laghouat situe une distance de 120 Km de cette dernire et de 550 Km dAlger (Figure II.1), une altitude de 750 m environ. Le paysage, vaste plateau rocailleux, le climat est caractris par une pluviomtrie faible (200 mm par an) et une humidit moyenne de 20 % en t et de 34 % en hiver, les tempratures varies entre 10C et +50C. La rgion est domine par des vents violents, accompagnes souvent de temptes de sable.

Figure II.1: Situation gographique de Hassi Rmel.II-1.2. Historique de la rgion du Hassi RmelLe gisement de Hassi Rmel a t dcouvert en 1951, le premier puits, HR1, a t for en 1952 quelques kilomtres de Berriane. Ce puits a mis en vidence la prsence de gaz naturel riche en condenst et en GPL. Entre 1957 et 1960 sept autres puits ont t fors (HR2, HR3, HR4, HR5, HR6, HR7, HR8). Le gisement de Hassi Rmel est class 4me au monde et 1er en Algrie, il est dune superficie de 3500 km2 ; tendue sur 70 km du nord au sud et de 50 km de lest vers louest, avec une norme rserve de gaz estime de 2415 billions m3. Ce gaz se trouve entre 2110 m et 2280 m de profondeur. Les principaux champs sont: Hassi Rmel, Djebel Bissa, Oued Noumer, Ait Kheir, Sidi Mezghiche et Makouda.Le dveloppement du champ de Hassi Rmel a t fortement li au dveloppement technologique de lindustrie du gaz naturel dans le monde et les importantes rserves receles par ce gisement ont constitu un atout important pour lancer une politique dindustrie gazire de grande envergure pour le pays.II-1.3. Dveloppement de Hassi Rmel

Le dveloppement de Hassi Rmel a t accompli dans plusieurs phases qui rpondent au dveloppement technologique du march du gaz naturel: 1961: Ralisation de 2 units de traitement du gaz avec une capacit de 1,3 milliards m3/an.

1969: Ralisation de 4 units supplmentaires pour augmenter la capacit 4 milliards m3/an.

1972-1974: Ralisation de 6 units supplmentaires pour arriver une capacit de 14 milliards m3/an.

1975-1980: Russir et rendre effectif le plan de dveloppement qui a vis les objectifs suivants: Augmenter la capacit de traitement du gaz de 14 94 milliards m3/an.

Maximiser le GPL et rcupration du condenst par cyclisme partiel du gaz sec. 1985: Lunit de la rcupration de gaz dvasement et production du GPL des modules 0 et 1.

1981- 1993: Ralisation du centre de traitement dhuile.

1987- 2000: Le dbut en haut des centres de traitement dhuile.

1999: Unit de rcupration du gaz de lassocies.

2000: Dmarrage du projet Boosting.

2005: Mise en service du Boosting.

II-1.4. Prsentation des secteurs de Hassi RmelLe champ de Hassi Rmel comprend trois secteurs (Figure II.2):a) Secteur Nord: qui comprend, Le module 3.

Une station de compression.b) Secteur centre: qui comprend, Trois modules : 0, 1 et 4.

CSTF: Centre de Stockage et de Transfert Facilite (Center of Storage and Transfert Facility).

CTH: Centre de Traitement dHuiles.

Lunit de la phase B.c) Secteur sud: qui comprend, Le module 2.

Une station de compression.

Djebel Bissa.

HR sud.

Les quatre units 1, 2, 3 et 4 de traitement du gaz ont une capacit de 80 millions m3/jour chacune. Cependant le module 0 a une capacit de 30 millions m3/jour et Djebel Bissa de 6 millions m3/jour.

Figure II.2: Carte gomtrique de Hassi Rmel montrant les emplacements des sites des modules 0,1,2,3 et 4.Les deux centres de compression Nord et Sud, sont conus pour la rinjections du gaz sec dans des puits injecteurs pour faire entraner les lourds la richesse et rinjections du gaz de vente, gaz pour les GNL en cas de problme ou rvision des units.Un autre poste de compression qui est appel Boosting est actuellement en service, il est conu pour augmenter la pression dentre du gaz des modules de traitement du gaz afin dassurer lexploitation continue du champ du gaz.

II-2. Les activits du champ de Hassi Rmel

II-2.1. Procds de traitement du gazLes procds de traitement du gaz sont multiples et le choix de lun des procds se base sur les critres suivants:

Quantit de leffluent brut.

Taux de rcupration des hydrocarbures liquide

Le cot dinvestissement.Ainsi donc pour le champ de Hassi Rmel, deux procds sont mis en uvre:II-2.1.a) Procd PRICHARDBas sur le refroidissement du gaz par change thermique et par dtente avec utilisation dune boucle de propane comme systme rfrigrant pour atteindre en fin le cycle une temprature voisine de 23C.II-2.1.b) Procd HUDSONIl est bas sur le refroidissement du gaz par change thermique et par une srie de dtentes. Dabord une dtente au niveau de la vanne Joule Thomson qui permet datteindre une temprature 15C. Et puis une autre dtente ralise au niveau dune machine dynamique appele Turbo-expander o on aura une temprature de 35C, ce dernier est plus performant car il permet une meilleure rcupration des hydrocarbures liquides il dispose dun systme de refroidissement autonome.

II-2.1.c) Procds mixtesIls sont les plus performants, car ils utilisent le Turbo-expander, la vanne Joule Thomson et la boucle de propane, qui permet datteindre un niveau de 66C. Les procds mixtes sont plus performants, car ils permettent une meilleure rcupration des hydrocarbures.Le gaz brut en provenance des puits producteurs est un mlange (gaz et hydrocarbures liquides) contenant une faible proportion deau de gisement. Elle se prsente une pression de 108 bars et une temprature max de 62C. (Pour Hassi Rmel).II-2.2. Les Modules de traitement de gazII-2.2.1. Gnralits sur les ModulesLe Module dnomme MPP est le diminutif de Module Processing Plant . Il dsigne une usine de traitement de Gaz Naturel lchelle industrielle.Le champ de Hassi Rmel comporte cinq Modules dont quatre ont une capacit unitaire de 60 millions de mtres cubes et datant des annes 1979-1990. Le cinquime Module MPP0, qui est le plus ancien, a une capacit de 30 millions de mtres cubes. Un sixime Module dessert le petit gisement de DJEBEL BISSA, en rapport avec sa capacit modeste de 6 millions de mtres cubes. Il est dsign par Centre de traitement de gaz . Les Modules 0 et 1 disposent dune unit complmentaire appele communs.

Les Modules de traitement de gaz sont relies: Au Centre CSTF pour le stockage des hydrocarbures liquides (GPL et Condenst). Aux Stations de Rinjections (Stockage de Compression Nord et Sud) de capacit de 90 millions de mtres cubes chacune pour rinjections une partie des gaz secs (GN) dans le gisement (Systme de rcupration maximale du brut).

Le parc des quipements des units comporte:

2000 quipements statiques (fours, changeurs de chaleurs ).

5000 appareils machines tournantes (moteurs, compresseurs ).

1600 appareils dinstrumentation (capteurs, thermos vannes ).

La fonction exploitation XP a pour mission de grer les quipements des units de traitement (pour sparer les fractions liquides du gaz brut pour une meilleure valorisation) et les stations de compression (pour la rinjections).

II-2.2.2. Les salles de contrle des modulesDans chaque module on trouve une salle de contrle laquelle sont donnes toutes les instructions oprateurs sur site, en se basant sur les indicateurs des instruments et des diagrammes denregistrement. Un tableau synoptique donne une vision gnrale de lunit et des puits relis cette unit.Les salles de contrle, auparavant gres par un systme conventionnel, fonctionnent dsormais en systme numrique pour les modules 2 et 4 (systme DCS: Distributed Control System). Le systme DCS est en cours de ralisation progressive pour les salles de contrle des autres modules.II-2.2.3. Unit de BOOSTINGLes units de traitement de gaz sont conues pour fonctionner une pression dentre suprieure 100 bars. Suite la diminution de la pression du gisement, lunit de Boosting (Figure II.3) a t installe dans le but de maintenir la pression de gaz brut au dessus de cette dernire (100 bars).La station Boosting contient trois sections:

Manifold.

Sparation dentre.

Compresseurs du Boosting.

Le gaz brut qui vient des collecteurs passe vers le manifold dentre, banalis avec le manifold dentre du MODULE 2 arrive aux trois ballons de pr-sparation (D901 A/B/C) une temprature T = 65C. Leau est spare et envoye vers le SPI, le condenst vers le ballon D105 et le gaz vers un ballon vertical de pr-sparation (D902) pour liminer le maximum deau. Ce gaz alimente le compresseur et sort P = 114 bar et T = 90C, passant par les arorfrigrants pour le refroidir T = 60C et alimente les trains.

Figure II.3: Schma technologique de lunit de BOOSTING Hassi Rmel.II-2.2.4. Organisation de la direction ExploitationLorganisation de la direction dexploitation de la rgion de Hassi Rmel peut tre schmatise dans lorganigramme de la figure suivant (Figure II.4):

Figure II.4: Organigramme de lorganisation de la direction dexploitation de Hassi Rmel.II-2.3. Description du module IILusine (MPP II) est une usine de traitement de gaz naturel. Situ au sud de HR une distance de 23 km du centre, mis en service en 1979. Lusine (MPPII) est un ensemble dinstallation qui permettent de rcuprer les hydrocarbures lourds (condenst et GPL) des gaz bruts recueillir partir de nombreux puits et de produire des gaz traites (gaz de vente ou gaz de rinjection). Le MPPII se compose de trois trains identiques A, B et C.II-2.3.1. Composition chimique du gaz dalimentationLe tableau suivant (Tableau II.1) donne la composition chimique du gaz dalimentation dans lunit GPL de Hassi Rmel:

Tableau II.1: Composition chimique du gaz dalimentation.

ConstituantFraction molculaire (% mol)

N25,56

CO20,20

C178,36

C27,42

C32,88

i-C40,62

n-C41,10

i C50,36

n-C50,48

C60,59

C70,56

C80,45

C90,37

C100,27

C110,21

C12+0,57

Totale100,00

Teneur en eau: sature 310 Kg/cm2 et 90C.

Pression: 115 bars lentre du module dans le cas du fonctionnement de lunit Boosting.

Temprature: 65C maximum en t. 45C minimum en hiver.II-2.3.2. Spcifications des produits Gaz trait:

Point de ros: 12,7C (max) 72 Kg/cm2.

Teneur en eau: 50 vol ppm (max). Pouvoir calorifique suprieur: 9350 Kcal/m3 (min);9450 Kcal/m3 (max). (Mesur 15C et 1 bar).

Teneur en C5+: 0,5% mol (max). Temprature: 60C(max).

Pression de sortie: 81 bars pour le gaz de vente et 71 bars pour le gaz de rinjection. GPL:

Teneur en (C2): 3% en mole (max).

Teneur en (C5+): 4% en mole (max). Condenst stabilis:

Liquide clair, inflammable et volatil.

Tension de vapeur Reid (TVR): 10 Psia (max).

II-2.3.3. Organisation du MPPII (Module Processing Plant II)MPPII (Module Processing Plant II) est compos de trois services qui sont:

Service maintenance: il comprend la section instrumentation, mcanique et lectricit.

Service scurit: il assure la scurit de personnel et de matriel de module, ainsi quil inclut de section; la section prvention et la section intervention.

Service exploitation: inclus exploitation de Process, il assure le bonne fonctionnent. Prsentation des units auxiliaires:a) Unit 20: Section de compression et de transfert du gaz basse pression et du gaz combustible. Section de dgazage et dexpdition de condenst.

Section de stockage et de transfert du GPL.

Deux lignes lectriques fournies par la SONELGAZ arrivent cette unit

b) Units 21, 22 et 23: Trois trains identiques A, B et C qui assurent le traitement du gaz (Voir Annexe 3, figure A.3)c) Unit 24: Section de prparation, stockage et injection du MEG.d) Units 25 et 26: Deux sections identiques pour la rgnration du MEG.e) Unit 27: Production de lair comprim (instrument et service), leau potable, de service, de refroidissement, dincendie et Gaz inerte.

f) Unit 02: unit de Boosting.II-2.4. Les utilits du module IIII-2.4.1. Section de production de lair instrument et lair de serviceLair utilise par le module II se repartie en deux catgories: Air instrument et air service. Lalimentation en air est assure par trois (3) compresseur piston deux tages de compression K401 A~C et un compresseur vis K402.

II-2.4.1.a) Air service: Cest lair comprim destin au nettoyage des quipements les conduites et les filtres, etc.II-2.4.1.b) Air instrument: Cest lair comprime destine au fonctionnement des organes de rgulation (vannes, transmetteurs, rgulateurs, etc.) dans la spcification.

II-2.4.2. Section de traitement des eauxLeau brute qui alimente le module II venant dun puits deau et comme leau brute contient: Des substances minrales et organiques.

Des particules solides en suspension.

Des gaz.

Des microbes fatals lorganisme

Donc il doit subir des diffrent traitements avant son utilisation.

Leau utilise le module II est classifie comme suite:

Eau de service.

Eau dincendie.

Eau de refroidissement.

Eau potable.

II-2.4.2.1. Eau de service et eau dincendieCompte tenu de leur service, les eaux de service et leau dincendie nexigent aucun traitement pouss.II-2.4.2.2. Eau de refroidissement et eau potableLeau brute doit subir un traitement appropri:

a) Prtraitement.

b) Osmose inverse. Caractristiques de leau brute: (voir Tableau II.2)Tableau II.2: Caractristiques de leau brute.lments chimiques contenus dans leau bruteCa+2Mg+2Na+ClHCO3

Teneurs (en mg/L)23083216532122579

pH = 7 20CTDS = 1,9 (Total Dissolved Solids) mesure de la duret affiche par les appareils vendus aux USA. Caractristiques de leau traite: (voir Tableau II.3)Tableau II.3: Caractristiques de leau traite.Eau potableEau refroidissement

Duret totale 300 ppm pH = 5,6~806

Teneur en Fer 0,3 ppm au moins

Conductivit < 1000 V/cm Duret totale: 10 ppm

pH=6,5~7,5

Teneur en Fer < 3 ppm

Conductivit < 600 V/cm

II-2.4.3. Gaz inerte Le gaz inerte est utilise pour purger et scher les quipements contenant des gaz inflammables. Il permet dliminer lair que contiennent certains appareils avant que ceux-ci soient utiliss.

Le gaz inerte est gnr par lunit S408C. Celle-ci est compose essentiellement de deux ballons verticaux remplis de charbon actif. Le gaz qui en sort est dirig vers le rservoir de gaz inerte D410.

II-2.4.4. Section gaz combustibles (Fuel gaz)Cette section pour fonction de prparer et fournir les gaz combustibles destins aux installations du module. Lalimentation en gaz combustible se fait partir de trois sources:

1. Gaz en provenance du Turbo-expander.2. Canalisation gaz du sparateur condenst riche (D105).3. Canalisation gaz brut en amont du ballon de distribution (D001).La pression du gaz combustible est rgle selon les besoins:

Haut pression 28 Kg/cm2 Moyenne pression 14,1 Kg/cm2II-2.4.5. Alimentation lectriqueLalimentation lectrique est assure par les deux lignes de la SONELGAZ. La tension est de 30 KV et la frquence de 50 Hz. La tension est rduite 5,5 KV. Trois sous-stations la reoivent et desservent leur tour lensemble du module. Le turbo-gnrateur K403 est capable dassurer une alimentation rgulire du courant. Il peut dlivrer une puissance pouvant atteindre 6 Mga watts pleine charge.

II-2.4.6. Section de drainage

Des fosses creuses et btonnes pratiques prs des trains et des communs rcoltent les eaux rejetes des divers quipements de sparation. Ces fosses sont quipes de pompes de drainage et des transmetteurs de niveau P414 A/B (train A), P415 A/B (train B), P416 (train C), P417 A/B (pour les communs). Ces courants deau huileuse sont dirigs vers le sparateur dhuile SPI ou la fosse brlage. Les eaux non huileuses sont amenes directement vers le bassin dvaporation.

II-2.4.7. Section de recompressionLes gaz basse pression arrivant des ballons D104, D105 et D107 des trois trains seront recomprims par le turbocompresseur K002 (A/B) jusqu 77 kg/cm2 (taux de compression de 3,255). Ces gaz sortent une temprature de 120C. Larorfrigrant E002 abaisse cette temprature 55C. Les gaz sont achemins aprs vers la pipe principale dexpdition des gaz de vente. La turbine est alimente par du fuel gaz qui passe par lpurateur de gaz combustible

II-2.4.8 Section rseau de torches

Il existe trois types de systmes de torches: haute pression, basse pression et trs basse pression. En amont de chaque torche se trouve un ballon tampon ainsi que des pompes de drainage. Les ballons de torches haute pression (D401 A/B/C) expdient vers les torches F401 A/B/C. Ces gaz passent par des pots de drain qui recueillent les liquides. Le ballon basse pression D402 envois les gaz vers la torche F402. Le ballon basse pression envoie vers la torche F402.

II-2.5.Traitement de gazII-2.5.1. Description du procdII-2.5.1.a) Gaz de venteLe gaz brut venant de BOOSTING arrive au diffuseur (D001) une pression denviron de 114 bars et une temprature de 60C (Figure II.5) puis il est reparti sur trois trains identiques de mme capacit de (20 millions m3/jour)de gaz trait actuellement, le gaz brut de chaque train est refroidi dans larorfrigrant dadmission (E101) jusqu 40C, puis se dirigent vers le premier sparateur (D101) o les hydrocarbures liquides et leau sont spars du gaz par diffrences de densits. Leau est envoy vers le ballon de dtente (D404) puis vers le sparateur dhuile/eau; le gaz de D101 passe travers les changeurs gaz/gaz (E102 A~F) et (E 103 A/B) ct tube ou il est refroidir jusqu (7C). Le gaz passe ensuite travers une vanneJoule Thomson PRCV 108 et est dtendu jusqu 98 Kg/cm2 pour arriver au niveau du deuxime sparateur (D102) (13C).Pour viter la formation des hydrates, on injecte de glycol est effectue au niveau des changeurs (E102A~F) et (E103 A/B) aprs sparation des hydrocarbures/MEG au niveau du (D102). Le glycol hydrat est soutir et envoy vers lunit de rgnration du MEG. Le gaz du (D102) se dtendu isentropiquement dans le Turboexpander K101 jusqu 65 Kg/cm2 et jusqua une temprature de (32C). Le gaz froid du (D103) va refroidir le gaz brut lentre au niveau des (E102 A~F) ct calandre. Il est repris par le compresseur entran par lExpander du (K101) 72 Kg/cm2 pour tre envoy dans la ligne du gaz de vente (Pipe 42).Remarque:

Dans cette sparation on aura plusieurs procdures:

1. Au niveau de E101, on aura le phnomne de thermodynamique isobare: P= Cste et T=60C ~ 40C.2. Au niveau de la vanne PRCV108: on aura dtente de pression.3. Au niveau de E102 et E103: on aura un refroidissement et un chauffement ( P = Cste).

4. Au niveau de Turbo-expander (K101) on aura une dtente isentropique (S = Cste, associe une diminution de P et T.

II-2.5.1.b) Condenst et GPLLes hydrocarbures liquides (condenst) du D101 et du D901 (section de Boosting) se dirigent vers le sparateur riche D105 o les constituants lgres svaporent; les condenst (la charge chaude) alimentent la partie infrieur du d-thaniseur C101.Au niveau du 21me plateau.

Les condenst des D102 et D103 se rejoignent passent dans le sparateur D104.

Le condenst du D104 (charge froide) va alimenter la partie suprieur du C101 au 5me plateau.Les gaz du D104 et du ballon de reflux du d-thaniseur (D107) se mlangent et cdent leur frigories au gaz brut travers lchangeur de la chaleur (E103 A/B) ct calandre; ensuite, ils se mlangent avec ceux de D105 pour tre comprim au niveau du recompresseur (K002) 74 Kg/cm2 et rejoignent la ligne du gaz sec (Pipe 42). Les liquides alimentant le 5me plateau du C101 passent travers lchangeur du reflux (E106) ct calandre. Quand ceux provenant du D105; ils sont rchauffs dans lchangeur dalimentation (E104) ct calandre. Les gaz de tte du C101 sont partiellement condenss dans le E106 du MEG est injecte lentre du E106 et rcupr dans lappendice du D107. On injecte aussi du MEG dans la ligne de reflux du C101 sa rcupration seffectue au niveau du D106 .Lchauffement des liquides du fond du C101 seffectue laide du rebouilleur (H101). Le condenst stabilis, se dirige ensuite vers le dbuthaniseur C102 au niveau du 21me plateau o il y a une rcupration de GPL. Une partie de celui-ci est utilis comme reflux, et lautre partie est envoye vers E108 ensuite vers la section dexpdition. Du font du dbutaniseur est soutir le condenst, et est envoy vers la section de dgazage et expdition aprs tre refroidi dans le E104 ct tube et larorfrigrant (E107). Le rebouillage de la colonne C102 est assur par le four H102.

II-2.5.2. Compression et transfert du gaz (K002)Les coulements gazeux provenant de laccumulateur de reflux du d-thaniseur (D107), du sparateur basse pression (D104) et du sparateur de condenst riche (D105) se runissent pour sajouter ceux de mme nature qui sortent des deux autres trains. Tous ces coulements runissent et se dirigent vers le recompresseur (K002 A/B). Les gaz issus de la section haute pression. Ces gaz scoulent vers le pipeline en tant que gaz de vente ou gaz de rinjection. On injecte le GPL dans les gaz traits pour ajuster leur pouvoir calorique. Les GPL injects sont ramens sous la pression de la pompe dappoint pour pouvoir calorifique P005 A/B.II-2.6. GlycolLes procds de traitement du gaz naturel sont caractrises par les moyens de rfrigration des vanne Joule Thomson, les Turbo-expanders. Sous certaines conditions de haute pression et faible temprature mme positive, il y a risque de formation dhydrates qui sagglomrent et finissent par abstenir les installations. La prsence deau conjointement avec le CO2 favorise la formation dun acide responsable de lune des corrosions les plus svres au niveau des quipements et des conduites. Il existe diffrentes mthodes pour inhiber ces hydrates et ajuster la teneur en eau qui reprsente lune des caractristiques de la qualit de gaz de vente.

Le traitement cryognique que subit le gaz naturel pour la sparation des hydrocarbures lourds condenst et GPL, exige une inhibition en permanence des hydrates, par injection de glycol et de procder en suite rgnration et son recyclage. La solution aqueuse de glycol 80% en poids prsente le meilleur choix, cause de son affinit pure pour leau. Le type de glycol utilis dans le module II est le Mono-thylne Glycol (MEG): C2H6O2.Une solution de mono-thylne glycol est injecte dans chaque ligne pour:

liminer leau contenue dans le liquide.

Eviter la formation des hydrates.

Rduire la teneur en eau du gaz trait.

Figure II.5: Schmas du procd (HUDSON) employ au module II pour le traitement du gaz.

Cette section pour fonction de prparer, stocker, injecter et rgnrer la solution de mono-thylne glycol. Cette section se divise en trois parties, suivant leur fonction:

II.2.6.1. Prparation et stockage de glycolLe mono-thylne glycol (C2H6O2) est dvers dans le puisard avant quil soit transfr au rservoir de stockage (T201) par les pompes de vidange (P204). Le procd de prparation de glycol ( 80% en poids) consiste :1. Alimenter le rservoir (Bac T201) avec leau.

2. Mlanger le glycol et leau dans le rservoir T201 laide des Pompes P202 A/B.

3. Mesure la concentration en glycol de cette solution par prise dchantillonnage.

4. Amener la solution de glycol vers le ballon D202.

II-2.6.2. Injection de glycolLe glycol ayant une concentration de 80% en poids est aspire partir de D202 par les pompes piston (P203), puis refoul une pression de 115 bar, pour tre injecte dune manire permanente dans les diffrentes points suivantes:

a) Injection permanente:1. changeurs gaz/gaz du gaz brut (E102 A~F) et (E103 A/B).

2. Canalisation de reflux du d-thaniseur.

3. Sparateur condenst riche (D105).

4. changeur de reflux du d-thaniseur (E106).

5. Sortie du Turbo-expander (K101).

b) Injection occasionnelles:

Linjection occasionnelle seffectue en amont de certaines soupapes de scurit et de vannes pour viter le colmatage; les injections pulvrisent le glycol en fines gouttelettes qui se mlangent au gaz saturs en eau, et absorbent ainsi lhumidit jusqu se que ltat dquilibre soit atteint.

II-2.6.3. Rgnration de glycolLe glycol hydrat dune concentration de 75% en poids est rcupr en diffrents points de processus; dans les appendices des ballons (D102, D103, D104, D106 et D107), puis sera dirig vers lunit de rgnration. Il existe deux units de rgnration du glycol lune en service et lautre en stand-by.

II-2.6.4. Description du procd de rgnration de glycolLe glycol hydrat qui passe par le pr-filtre (S403) une pression de 0,45 Kg/cm2 et une temprature de 7C (Figure II.6), sera prchauff dans lchangeur de chaleur (E303 A/B) ct tube jusqu une temprature de 50C, puis va tre diriger vers le ballon (D301) o aura lieu la sparation hydrocarbure/glycol (P = 4 bar, T = 58C). Il passe en suite travers des filtres (S302 A/B) dont une partie traverse le filtre Charbon (S303) pour liminer les particules trs fines qui risquent de provoques le phnomne de moussage dans le processus. Le glycol est rchauff une seconde fois dans lchangeur (E302) ct tube jusqu 98C avant dalimenter la colonne de distillation binaire eau/glycol. Celle-ci surmonte le rebouilleur (H301) qui chauffe le glycol jusqu 122C; les vapeur deau en tte de la colonne seront partiellement condense dans larorfrigrant (E301) et passeront laccumulateur (D302) dont une partie sera utilise avec les pompes (P302 A/B) partir du dversoir du rebouilleur, sort le glycol rgnr une concentration de 80% en traversant les changeur de chaleur (E302) et (E303 A/B) ct calendre o il sera refroidie jusqu 32C et passe au ballon tampon de MEG (D202) laide des pompes P301 A/B. Des problmes inhrents linjection, la rgnration et le recyclage de glycol sont rencontrs tel que les pertes de glycol et le problme de moussage.Figure II.6: Schma technologique du procd de rgnration du glycol.

II-3. Partie scurit: Systme de lutte contre les incendies

II-3.1. Eau dincendiesLe collecteur principal deau incendie est aliment partir du rservoir de stockage eau brute (T 401). Il alimente son tour quatre pompes, deux sont entranes par moteur lectrique, et les deux autres par moteur diesel. La pression dans le collecteur (7 Kg/cm2) est assure par une pompe JOCKEY.Lorsque le feu se dclare, deux pompes (entranes par moteur lectrique) du collecteur principal, se mettent en marche pour fournir de leau en raison de la chute de pression dans le collecteur principal. Les deux pompes entranes par moteur diesel sont des pompes de secours, autrement dit elles fonctionnent lorsque les pompes entranes par moteur lectrique tombent en panne ou lorsque lalimentation lectrique est interrompue.Sur les collecteurs dincendie sont installes de nombreuses lances mousse/eau rparties dans la zone Process, et des rservoirs dme et toit sphrique quips de pulvrisateurs ou ttes darrosage sur les robes.

II-3.2. Mousse physiqueChaque rservoir comporte un ballon dmulseur pourvu dun proportionneur mousse qui est relie aux chambres mousse montes sur le sommet. Ces installations mousse tant raccordes aux colleteurs d`eau incendie, par consquent la mise en oeuvre de celles-ci ne ncessite pas lintervention des camions rservoirs.

II-3.3. Vhicules et appareils mobilesII-3.3.a) Vhicules

Camions quips dun rservoir mousse de 8 m3. Camions quips dun rservoir poudre de 6 T. Camions quips dun rservoir eau de 10 m3.

Ambulance.I-3.3.b) Appareils mobiles Gnratrice lectrique ( 5 lampes) sur remorque.

Pompe incendie entrane par moteur sur remorque. (180 m3/h, 12 Kg/cm2). Lance mobile mulsifiant (200 litres). Dvidoirs sur roues (pour tuyaux incendie).II-3.4. Extincteurs de flammesII-3.4.1 Diffrents types dextincteursII-3.4.1.a) Extincteurs CO2Extincteurs CO2 automatiques qui sont actionns par les dtecteurs de fumes et de temprature.II-3.4.1.b) Extincteurs halognesEn utilise les extincteurs halogne automatiques dans le btiment de contrle. Ils fonctionnent sous laction des dtecteurs de temprature et de fume. Ces extincteurs sont actionns de la salle de contrle. Leur toxicit est moins forte que celle du CO2.II-3.4.1.c) Autres extincteursLes extincteurs numrs ci-dessous sont galement rpartis dans les installations:

Extincteurs portatifs eau pulvrise. Extincteurs poudre sur roues. Extincteurs portatifs poudre. Extincteur auCO2 portatif (6 Kg).

II-3.4.2) Emplacement des extincteurs

Sousstations. Btiment pour quipement radio.

Local des turbines gaz pour recompresseurs. Local du turbognrateur etc.II-3.3.4 Signaux dalarmeLe signal dalarme est situ 100 m de chaque installation traitant des Hydrocarbures, on les installe le long des voies daccs .Ce signal est constitue par un ou plusieurs avertisseurs rassembls dans un coffret

Chapitre IIILes HydratesIII. Les hydratesIII-1. Gnralits sur les hydratesLexploitation du gaz naturel cest heurte des difficults lies au bouchage des canalisations par dpt de cristaux, dabord considres comme tant de la glace ces cristaux sont en fait, constitus par des hydrates de gaz naturel apparaissant bien ou dessus de la temprature de formation de la glace. Il sagit des composs dinclusion que forment avec leau certains des constituants du gaz naturel et en tout premier lieu le mthane.Pour viter le bouchage des canalisations (Figure III.1), les installations de production et de transport doivent tre protges des risques de formation dhydrates une premire faon dy arriver consiste dshydrater le gaz naturel.Lorsque ce nest pas possible, il faut se placer dans des conditions de temprature et de pression pour viter la formation des hydrates ou introduire des inhibiteurs.Au cours de ces dernires annes il existe des gisements trs importants de gaz naturel sous forme des hydrates. Voici quelques exemples dhydrate:

CH4.7H2O C2H6.8H2O C3H8.18H2O

CO2.7H2O

Figure III.1: Photo reprsentant la formation des hydrates lintrieur des canalisations.III-1.1. Les eaux de gisementLes eaux de gisement proviennent de laquifre sous-jacent au cours de lexploitation dun gisement la mise en mouvement de laquifre (pousse des eaux ou waters drive) contribue ralentir le dclin de pression du rservoir.Il peut mme tre ncessaire de retreindre le rgime de production de certains puits de production par cristallisation des sels les eaux de gisement peuvent tre dorigine marine elle sont alors caractrises par teneur leves en chlorures particulirement en chlorure de sodium quelque fois trs suprieures la teneur dans leau de mer dissous.

III-1.2. La teneur en eau dans le gaz naturelLa teneur en eau dans le gaz naturel dpend essentiellement de la temprature et de la pression. Les sels en solution dans leau rduisent sa pression partielle en phase vapeur et la teneur en eau du gaz se trouve donc diminue.

III-1.3. Mesure de la teneur en eauLa teneur en vapeur deau peut tre mesure par trois mthodes par observation du point de rose, par rtention deau sur un adsorbant et par adsorption dans un liquide (Karl-Fisher).1. La mthode du point de rose consiste observer au moyen dun miroir refroidir la temprature de condensation de leau. Le point de rose-hydrocarbure.

2. La teneur en eau peut tre galement mesure aprs adsorption sur du perchlorate de magnsium, la quantit deau adsorbe tant dtermine par une mthode gravimtrique.

3. La mthode de Karl-Fisher, que est largement employe, consiste adsorber leau dans une solution et a mesurer la teneur en eau par la quantit de gaz ncessaire pour neutraliser le ractif (solution diode, de pyridine et danhydride sulfureux dans un mthanol appele ractif de Karl-Fisher).

Connaissant lvolution des conditions de temprature et de la pression dans une installation, il est possible au moyen de la courbe de rose (eau du gaz naturel), de dterminer la zone de formation des hydrates. La quantit deau dpose peut tre ensuite calcule partir de la diffrence entre les teneurs en eau dans le gaz saturation respectivement lentre et la sortie.

III-1.4. Solubilit du gaz naturel dans leauLes gaz naturels sont trs peu solubles dans leau mme sous des pressions leves. La solubilit dans leau pure est en fonction de la temprature et de la pression.En comparant une temprature donne la solubilit de diffrents hydrocarbures, il apparat qu une pression donne, cette solubilit diminue fortement avec le nombre datomes de carbone. Par contre leffet de pression nest marqu que pour les hydrocarbures les plus lgers.

III-1.5. Les hydrates et conditions de leur formationLes hydrates sont des combinaisons physiques deau et dhydrocarbures dans certaines conditions, ils prsentent des structures cristallines et se forment avec les hydrocarbures suivants CH4, C2H6, C3H8, C4H10 et galement CO2 et H2S.

Il existe deux formes des hydrates:

1. Des hydrates avec les hydrocarbures chane courte (C1, C2 et CO2).

2. Des hydrates avec les hydrocarbures chane plus longue (C3 et C4).

Les conditions de formation des hydrates sont:

1. Prsence deau dans le gaz naturel.2. Les basses tempratures.

3. Les hautes pressions.Les autres paramtres qui favorisent la formation des hydrates, mais qui sont dordre moins important sont:

1. Laugmentation de la turbulence de lcoulement, tels que la vitesse dcoulement lev.

2. Pulsation de pression et tous types dagitation.

3. La prsence des fines particules jouant le rle de germes de cristallisation telles que microcristaux des hydrates et particules solides (poussires, oxydes de corrosion) jouent un rle catalytique dans la raction de formation.III-1.6. Dtermination du domaine (P, T) de formation des hydratesPour un gaz naturel donn, en prsence deau liquide, les hydrates se forment une certaine temprature pour une pression fixe.

Figure III.2: Exemple dun diagramme des phases Eau-Gaz-Hydrates pour le CH4 (Clathrates).Les conditions de formation des hydrates dans un domaine (P, T) sont dfinies par une courbe sparant le plan en deux zones (Figure III.2):

La zone infrieure ou il y a formation des hydrates (haute pression, basse temprature).

La zone suprieure (basse pression, haute temprature) sans formation des hydrates.III-1.7. Structures des hydrates (Structure de base)

Les hydrates de gaz (Figure III.3) sont des composs dinsertion, formes dun rseau organis de molcules deau lies par des liaisons hydrogne, et dont les cavits sont occupes par diverses molcules organiques qui stabilisent la structure par les interactions de type Van der Waals quelles forment avec le rseau aqueux.

Figure III.3: Photo de cristaux dun hydrate dans un racteur agit (Photo IFP)Lanalyse par rayons X des cristaux de diffrents hydrates a permis didentifier les trois structures suivantes, prsentes dans lordre chronologique de leur dcouverte: La structure I (not S.I);

La structure II (not S.II);

La structure H (not S.H) dont la dcouverte a t publie en 1987; La figure ci-dessous (Figure III.4) reprsente la gomtrie des diffrentes cavits rencontres dans chacune des structures I, II et H, et leur arrangement pour former les mailles cristallines correspondant.

Figure III.4: La gomtrie des diffrentes cavits des structures I, II et H.Les hydrates se prsentent sous formes cristallines diffrentes, au nombre de deux: Les molcules les plus petites (CH4, C2H6, H2S) forment la structure I cubique corps centr, les molcules les plus grandes (C3H8, C4H10) forment la structure II avec 17 molcules de gaz.Les molcules au-del de n-butane sont trop volumineuses pour permettre la pntration dans les cavits du rseau cristallin de sorte quil ny a pas de formation dhydrate avec les hydrocarbures suprieurs au n-butane.Seules les molcules dont le diamtre est compris dans une centaine fourchette peuvent former ces inclusions, en effet le diamtre de la molcule doit tre infrieur au diamtre de la cavit pour que la molcule puisse entrer dans la cavit et en mme temps suffisamment grand, pour que le rseau cristallin soit stable.III-1.7.a) Hydrates de structures I:Aux conditions dquilibre de pression et temprature de formation et de dissociation des hydrates, le cristal unitaire de cette structure est compos de 46 molcules deau mlanges avec des composants gazeux: mthane, thane et dioxyde de carbone.

Structures I: 6M1.2M2.46H2OO:M1: reprsente six petites cavits (polydres constitus de 12 faces pentagonales et rfrences 512).

M2: reprsente les deux grandes cavits (polydres constitus de 12 faces pentagonales et de 2 faces hexagonales et rfrences 512 62).

III-1.7.b) Hydrates de structures II:

Le cristal unitaire de cette structure est compos 136 molcules deau mlange avec les hydrocarbures suivants: propane, iso-butane, n-butane.

Structure II: 16M1.8M3.136H2OO:

M3: reprsente les huit grandes cavits (polydres constitus de 12 faces pentagonales et de 4 faces hexagonales et rfrences 512 64).III-1.7.c) Hydrates de structure H:

Comme il sajoute ces deux structures une autre appele structure H des Hydrates dont le cristal est compos de 34 molcules deau.

Structure H: 3M1.2M2.1M3.34H2OO:

M1: reprsente les petites cavits.M2: reprsente la cavit intermdiaire.M3: reprsente la grande cavit.III-1.8. Prvention des hydratesLa formation des hydrates. Peut tre vit en se placent en dehors de condition thermodynamique de formation. Ceci peut tre ralis en augmentent la temprature une pression donn ou on baisse la pression une temprature donn. Si cest impossible, il est ncessaire pour viter la formation des hydrates soit de rduire la teneur en eau du gaz par une opration de schage soit dutiliser des inhibiteurs.Les inhibiteurs agissent comme des antigels ce sont des solvants miscibles en phase aqueuse qui en modifiant la fugacit de leau permettant dabaisser la temprature de formation des hydrates.

III-1.8.1. ChauffageUn chauffage momentan peut tre galement utilis pour liminer un bouchon des hydrates. Cette opration ncessite de nombreuses prcautions.

III-1.8.2. Rduction de pressionUne faible pression effectue fixer reprsente un des moyens pour sortir du domaine de formation des hydrates. Toute fois une dtente du gaz saccompagne gnralement dune baisse temprature qui va len contre de leffet recherch.

III-1.8.3. Utilisation des inhibiteursIII-1.8.3.1 Les SelsLes lectrolytes constituent des inhibiteurs trs efficaces. Les sels en solution agissent par attraction des diples par les molcules deau; les molcules deau tendent sassocier avec les ions en solution, plutt qu former un rseau autour des molcules de gaz en solution. Pour la mme raison, la solubilit du gaz dans leau diminue. Les sels les plus efficaces comme inhibiteurs dpendent aux cations suivants:Al3+ > Mg2+ > Ca2+ > Na+ > K+Le chlorure de calcium est frquemment choisi en raison de son efficacit et de son faible cot par contre, en raison des risques de corrosion et dpt, les sels ne sont que peu utiliss en pratique comme inhibiteurs.

III-1.8.3.2 AlcoolsLes alcools notamment les glycols et le mthanol son trs largement utiliss comme inhibiteurs.

Lthylne glycol parmi les glycols, celui qui se prte le mieux linhibition des hydrates en raison de sa masse molculaire plus faible.

Lemploie du di-thylne glycol peut toute fois se justifier lorsquil sagit de rduire les pertes de solvant dans le gaz. Il est plus efficace une concentration massique fixe.Le mthanol est peut visqueux et nest pas corrosif, par contre sa forte TVR entrane des pertes importantes en phase gazeuse, de plus la rgnration par distillation du mthanol est relativement coteuse, de ce fait le mthanol est souvent consomm en permanence sans tre rcupr.

III-1.8.3.3. Autres inhibiteursLammoniac est inhibiteur trs efficace, mais il est corrosif, toxique et forme avec le dioxyde de carbone, en prsence deau, des carbonates qui risquent de constituer un dpt solide. En outre, sa tension de vapeur est leve et il est difficile rcuprer.Le mono-thanol-amine (MEA) prconise comme inhibiteur. une concentration massique donne, elle savre plus efficace que le di-thylne glycol. Son utilisation peut tre intressante si le mme solvant est utilis lissue de ltape de transport pour dsacidifier le gaz.Nouveaux types dadditifs qui sont utiliss en faibles concentrations, vitent la prise en masse des hydrates, sont tudis actuellement. Leau tant dispers dans une phase liquide dhydrocarbures, ils permettent dobtenir une suspension de cristaux dhydrates qui sont transportes sans bouchages ni pertes de charges excessives.III-1.9. Abaissement de la temprature de formation des hydrates (TFH) par injection dinhibiteur:

En 1939, Hammer Schmidt a propos une formule empirique donnant labaissement de la temprature de formation des hydrates du un inhibiteur:

Avec les notations suivantes:

W: Concentration en poids dinhibiteur.K: Coefficient empirique; K = 2200 pour les solutions du mono-thylne glycol.(T: Abaissement de la temprature de formation des hydrates en F.

M: Masse molaire du glycol.III-1.9.1. Dshydratation par absorptionIII-1.9.1.a) Principe:

Le schage du gaz naturel est assur dans ce cas par un lavage contre courant avec un solvant prsentant une forte affinit pour leau, cette solution est le plus souvent un glycol. Les proprits recherches pour le solvant sont les suivantes:

Grande affinit pour leau.

Caractre non corrosif.

Stabilit thermique.

Rgnration facile.

Viscosit rduite.

Faible tension de vapeur.

Solubilit dans les hydrocarbures rduite.

Faible tendance au moussage et la formation dmulsion.

III-1.9.1.b) Type dabsorbants: thylne glycol ou mono-thylne glycol (MEG): C2 H6 O2 Di-thylne glycol (DEG): C4 H10O3 Tri-thylne glycol (TEG): C6 H14 O4 Methanol: CH3 OH Ammoniac: NH3III-1.9.2. Pourquoi le glycol ?Le choix de la solution de glycol est li directement son hydroscopicit sa tendance absorber leau, qui dpend de sa concentration. La vapeur deau est absorbe par la solution glycol, cette absorption est ralise dans le gaz en contact avec cette solution est suprieure celle du leau dans la solution.

La compatibilit molculaire du solvant et solut (glycol-eau) joue galement un rle important pour la dtermination de lhygroscopicit. En gnrale la grande attraction molculaire entre le solvant et le solut; (le glycol avec ses CH2CH2O et ses groupes dhydroxydes), ont une forme intermolculaire similaire avec leau, par consquent, ils ont une haute affinit pour leau et hautement associs avec les liaisons hydrogne.

Le mono thylne glycol (MEG), di-thylne glycol (DEG) et le tri-thylne glycol (TEG) sont les principaux produits utiliss pour la dshydratation du gaz naturel. Les facteurs qui ont amen leur emploi sont leur stabilit excellente la chaleur ainsi que leur basse tension de vapeur

III-1.9.3. Les diffrents types de glycolsLa formule gnrale des glycols est: HO(C2H4O)nH. Il existe plusieurs types de glycol:

Le mono-thylne glycol (MEG): HOCH2-CH2OH.

Le di-thylne glycol (DEG): HOCH2-CH2OCH2-CH2OH

Le tri-thylne glycol (TEG): HOCH2-CH2OCH2-CH2OCH2-CH2OH Le ttra-thylne glycol (T4EG ou TREG):

HOCH2-CH2OCH2-CH2OCH2-CH2OCH2-CH2OHIII-1.9.4. Fabrication des glycolsLoxydation de lthylne se fait directement en prsence dun catalyseur largent, temprature leve. Le schma technologique de lunit de fabrication doxyde dthylne et dthylne glycols est donn dans la Figure III.5. La raction est suivante:

C2H4 + O2 C2H4O +103,4 KJ/mol.

Lnergie thermique est rcupre pour produire de la vapeur.

Le principal sous produit est dioxyde de carbone obtenu selon la raction:

C2H4 + 3 O2 2 CO2 + 2 H2O + 1323 KJ/Kmol

Une faible partie de loxyde dthylne se transforme galement en actaldhyde CH3CHO et dcompos par la suite en CO2 et H2O il ne reste que des traces (de lordre de ppm).Les glycols sont ensuite obtenus partir de loxyde thylne selon les ractions suivantes:C2H4 O + H2O HO-CH2-CH2-OH (MEG).

HO-CH2-CH2-OH + C2 H4O H-(OCH2-CH2)2-OH (DEG).

H-(OCH2-CH2)2OH + C2 H4 O H-(OCH2-CH2)3-OH (TEG).

Toutes ces ractions ont lieu en phase liquide, haute pression.

Matire premire:

thylne 99,9% (en mole) de puret minimale.

Oxygne 99,5% (en mole) de puret minimale.

Figure III.5: Unit de fabrication doxyde dthylne et dthylne glycols.III-1.9.5. Prcaution prendre pour le glycolLes problmes de corrosion et de fonctionnement arrivent normalement quand la solution en circulation devient sale. Donc pour obtenir une longue vie de glycol sans troubles, il est ncessaire de reconnatre ces problmes et savoir comment les prvenir, les problmes majeurs sont:

Oxydation.

Dcomposition thermique.

Contrle de PH.

Contamination de sel.

Prsence des hydrocarbures liquides.

Moussage.

III-1.9.5.1. OxydationLe glycol soxyde facilement en prsence doxygne et formera des acides organiques corrosifs. Il faudra prendre soin de ne pas laisser de grandes quantits doxygne pntrer dans le systme lorsquon ajoutera le glycol.

III-1.9.5.2. Dcomposition thermiqueUn flux de chaleur excessif rsultent dune chaleur excessive dcomposera thermiquement le glycol. Cette dcomposition thermique (pyrolyse) produit beaucoup de composants qui peuvent causer la dgradation du glycol, teindre les tubes feu du rebouilleur et causer des problmes dmulsions et de corrosion. Les produits de dgradation sont: Lacide actique, actaldhyde, acide glycolique, monoxyde de carbone, dioxyde de carbone et actylne.Pour viter la dgradation ou la dcomposition du glycol, les flammes de rebouilleur doivent tre contrles (avoir une flamme longue, un peu jauntre en tte).Une temprature de 150C ne doit pas tre dpasse dans le cas de MEG.III-1.9.5.3. Contrle du pHLe PH est mesure lacide contenu dans le glycol (moins de PH plus dacide) et est une indication de dgradation qui prend place; le PH dsir dans la solution tant de 7 7,5. Si les dmarches ncessaires ne sont pas prises, le PH continuera descendre pendant que le systme est en marche. Le taux de corrosion augmentera rapidement avec la descente de PH dans le glycol. Les acides organiques rsultants de loxydation du glycol, produits de dcomposition thermique sont les composs corrosifs les plus ennuyeux.Donc le PH du glycol devrait tre vrifi priodiquement et gard sous base par neutralisation des composs acidiques avec du borax ou gnralement par la MEA qui est employe pour le contrle du PH dans le systme de glycol. Laddition de ces bases devrait tre faite avec soin parce quune grande quantit de ces bases rsultera une grande prcipitation de matire noire.La matire noire semble tre un complexe quest form dans des systmes o, le PH est bas et qui contiens des gros montants des hydrocarbures. En consquence, le PH du glycol doit tre contrle de manire rgulire et conserv une valeur presque neutre ou lgrement basique car: Si le PH diminue on favorise la corrosion, et Si le PH augmente on favorise le phnomne de moussage et lmulsion.

III-1.9.5.4. Contamination des selsLes dpts de sels acclrent la corrosion, rduisent le transfert chaleur dans le rebouilleur et affectent les lectures qui servent dterminer les degrs de concentration glycol-eau.III-1.9.5.5. Prsence des hydrocarbures liquidesUne grande quantit des hydrocarbures, le systme glycol peut se relever un problme trs ennuyeux et mme dangereux. Les hydrocarbures clateront dans le rebouilleur et accroissent les pertes de glycol. Les hydrocarbures liquides dautres parts augmenteront la formation de mousse dans le glycol et sa dgradation. Ils doivent tre limins au niveau dun filtre charbon. Sil est difficile dtecter et supprimer ces causes, des produits anti- mulsifs peuvent tre momentanment utiliss pour rsoudre le problme.

III-1.9.5.6. MoussageLa formation de mousse peut entraner une augmentation des pertes de glycol et rduire la capacit de lusine. Le moussage peut encore causer un pauvre contact entre le gaz et la solution de glycol, donc lefficacit de schage. Le glycol ne forme pas de mousse par lui-mme. Les impurets forment la mousse particulirement une basse temprature.

Les facteurs favorisant la formation de mousse sont:

Les hydrocarbures liquides.

Les inhibiteurs de corrosion.

Les sels.

Les solides en fines suspensions.

Le meilleur remde pour les problmes de formation de mousse est un soin mticuleux de la solution de glycol. Lutilisation des produits anti-mulsifs ne rsoudre pas le problme de base, ceci constitue seulement un contrle momentan jusqu ce que les causes de la formation de mousse puissent tre dtermines et supprimes. Certains de ces produits, aprs quils soient ts ajouts une fois la mousse forme, agissant en produits inhibiteurs de qualit, mais quand ils sont ajouts avant la formation de cette mousse agissant, en excellents stabilisateurs de celle-ci et rendent le problme encore pire.Lintroduction dune quantit trop importante de produit anti-mousse est pire que le fait de nen pas ajouter. Des quantits excessives rendent encore pire le problme de la formation de mousse.III-1.9.6. Perte de glycolElle intervienne en quatre points principaux de linstallation:1. Perte par solubilit dans les hydrocarbures.

2. Perte par vaporisation dans le gaz produit.

3. Perte la rgnration par vaporisation ou lentranement dans les vapeurs deau sous forme des gouttelettes liquide.

4. Perte mcanique (au niveau des pompes).

5. Perte par perage des tubes des changeurs (gaz/gaz) augmente.

6. Perte par oxydation.

Considrablement les pertes de glycol, ces pertes peuvent tre minimises par un contrle de dbit et la concentration du MEG injecte par un bon rglage des installations ainsi quen vitent la dstabilisation des units de traitement fin davoir de bonne sparation condenst/glycol.

III-1.9.7. Proprits physico-chimiques des glycols

Le tableau suivant (Tableau III.1), rsume les proprits physico-chimiques des diffrents types de glycols qui peuvent tre utilis:Tableau III.1: Proprits physico-chimiques des glycols.Mono-thylne glycolDi-thylne glycolTri-thylne glycolTtra-thylne glycol

Signe dabrviationMEGDEGTEGT4EG

Formule chimique globaleC2H6O2C4 H10O3C6H14O4C8H18O5

Masse molaire

(g/mole)62,068106,122150,175194,228

Point de fusion (C)1310,4507,355

Point dbullition (C)198245277,85305,85

TVR 25C12,240,270,050,007

Densit 25C (Kg/m3)1,1101,1131,1191,120

Viscosit absolue 25C (Pa.s)0,077710,030210,036730,04271

Viscosit absolue 60C0,005220,007870,009890,01063

Chaleur spcifique

(J/Kg.K )2395230721902165

Point dclaire (C)111124176.67196,11

III-1.9.8. Choix du type de glycolLthylne glycol est parmi les glycols, celui qui se prte le mieux linhibition des hydrates. En raison de sa masse molaire plus faible, il est plus efficace, une concentration massique fixe, que le di-thylne glycol ou que le tri-thylne glycol. Lemploi du di-thylne glycol peut toutefois se justifier lorsquil sagit de rduire les pertes de solvant dans le gaz. Dautre part, lorsque le gaz est dshydrat lissue de ltape de transport, lemploi du di-thylne glycol comme inhibiteur permet de nutiliser quun solvant unique au cours des tapes de transport et de dshydratation. Le Tableau III.2, rassemblent les principaux avantages et inconvnients des glycols.Tableau III.2: Les avantages et les inconvnients des glycols.GlycolAvantagesInconvnients

MEG Travaille basse temprature.

Un cot moyen. Prsente quelque tendance au moussage, donc il exige lanti moussage ou des inhibiteurs quil faut ajouter.

DEG Ne se solidifie pas dans une solution concentre.

Stable en prsence de soufre, oxygne, et de CO2.

Moins coteux par rapport aux autres. Difficilement rgnr 95%.

Une diffrence du point de rose entre lentre et la sortie de labsorber minimale par rapport au TEG.

TEG Ne se solidifie pas dans une solution concentre.

Stable en prsence de soufre, oxygne, et de CO2.

Solubilit ngligeable pour les hydrocarbures.

Grande diffrence du point de rose la sortie de labsorbeur. Trs coteux.

Prsente quelques tendances au moussage donc il exige lanti moussage ou des inhibiteurs quil faut ajouter.

III-2. Dhydratation du gaz naturelLa production et le transport des hydrocarbures, dbouchent sur la coexistence de gaz naturel, de condenst et deau de formation ou de condensation dans les conduites et les units de traitement. Sous certaines conditions de hautes pressions et des faibles tempratures positives, La vapeur deau peut se condenser, se solidifier provoquant ainsi la formation des hydrates, et favoriser la corrosion si le gaz contient des composs acides.La formation des hydrates peut tre vite en se plaant en dehors de conditions thermodynamiques de formation. Ceci peut tre ralis en augmentant la temprature une pression donne ou en baissant la pression une temprature donne. Si cest impossible, il est ncessaire pour viter la formation des hydrates soit de rduire la teneur en eau du gaz par une opration de schage soit dutiliser des inhibiteurs.III-2.1. Dfinition de la dshydratationLa dshydratation est laction denlever dun corps toute leau (ou presque) quil renferme. En dautre terme, la dshydratation est synonyme de schage. Cette opration seffectue dans lindustrie du ptrole et de gaz en vue de: Parachever (amliorer) la qualit du produit fini.

Prparer le gaz pour subir en aval une transformation finale.

III-2.2. Les procds de dshydratation

La dshydratation du gaz naturel est ralise par diffrents types de procds:

Condensation par refroidissement.