République Algérienne Démocratique et Populaire
Ministère de l’enseignement supérieur et de la recherche scientifique
UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA
Faculté des Sciences Appliquées
Département de Génie des procédés
POLYCOPIE
Réalisé par
Dr. SELLAMI Mohamed Hassen
Procédés de traitement
du gaz naturel
(Cours & exercices)
Pour les étudiants :
- 1ère Année Master en Ingénierie du Gaz Naturel
Module : Procédés de traitement du gaz naturel –MGN 24
SOMMAIRE
Chapitre. I. Généralités sur le gaz brut
Page
I.1. Introduction..…………………………………………………….…………….
1
I.2. Caractéristiques du gaz brut..……………………………………………….
1
I.2.1 Le pouvoir calorifique………………………………………………………..
1
I.2.1.1. Le pouvoir calorifique supérieur.………..……………………………….
1
I.2.1.2. Le pouvoir calorifique inférieur…………………………………………..
2
I.2.2. La composition chimique..………………………………………………….
2
I.2.3. La densité…………………………………………………………………….
3
I.2.4. La masse molaire moyenne………………………………………………..
3
I.3. Origine des constituants………………………………………………………
4
I.3.1. Le gaz bactérien ou biochimique…………………………………………..
4
I.3.2. Le gaz thermique……………………………………………………………. 4
I.4. Les différents types du gaz naturel………………………………………….. 4
I.4.1. Le gaz sec……………………………………………………………………
4
I.4.2. Le gaz humide……………………………………………………………….
5
I.4.3. Le gaz à condensats………………………………………………………..
5
I.4.4. Le gaz associé……………………………………………………………….
5
Chapitre. II. Procédés de traitement du gaz brut
II.1. Introduction.…………………………………………………….…………….
6
II.2. Le procédé PRITCHARD……………………………………………………
6
II.3. Le procédé HUDSON………………………………………………………..
7
II.4. Procédés mixtes……………………………………………………………...
7
II.5. Absorption des gaz acides par une solution d’amine…………………….
8
II.5.1. Choix de l’absorbant, problèmes et résolutions………………………. . 9
II.5.2. Calcul d’une colonne d’absorption……………………………………….
10
Chapitre. III. La déshydratation du gaz naturel
III.1. Introduction…. ………………………………………………………………..
13
III.2. Les hydrates du gaz naturel ..………………………………………………
13
III.2.1. Nature et structure……………..………………………………………….
13
I
III.2.2. Prévention des hydrates ………………………………………………... 14
III.3. Les méthodes de déshydratation…………………………………………
15
III.3.1. Pré-déshydratation par refroidissement du gaz……………………….
15
III.3.2. Déshydratation par absorption…….……………………………………
16
III.3.3. Déshydratation par perméation gazeuse..…………..………………… 17
III.3.4. Déshydratation par adsorption………..…………………………….…
18
III.3.4.1 Généralités………………………………………………...................
18
III.3.4.2. Les types d’adsorption …………….…………………………………
19
III.3.4.2.1. L’adsorption physique ……………………………………………...
19
III.3.4.2.2. L’adsorption chimique ……………………………………………..
19
III.3.4.3. Caractérisations……………………………………………………….. 20
III.3.4.4. Les procédés d’adsorption……………..…………………………….
22
III.3.4.5. L’es adsorbants utilisés (structure et caractéristiques)…………..
23
III.3.4.5.1. L’alumine activée………..………………………………………….
23
III.3.4.5.2. Le gel de silice (silica-gel)..…………...……..……………………
24
III.3.4.5.3. Les tamis moléculaires………….…………………………………
25
III.3.4.6. Concept de la zone de transfert de masse…………..……………
26
III.3.4.7. Durée des cycles………………………….. .………………………..
27
III.3.4.8. L’efficacité thermique du procédé de régénération……………….
29
III.3.4.9. Calcul d’un adsorbeur et de la quantité du tamis moléculaire…...
29
Exercises………………………………………………………………………………
34
Annexes……..…………………………………………………………………………
44
II
Procédés de traitement du gaz
Dr. Sellami Med Hassen /UKMO
Procédés de traitement du gaz naturel
Chapitre. I. Généralités sur le gaz brut
I.1. Introduction
Le gaz brut ou le gaz naturel est un mélange d’hydrocarbures à tendance
paraffinique (Hydrocarbures saturés) contenant du méthane (CH 4) et de l’éthane
(C2H6) en grande proportion ce qui lui donne un pouvoir calorifique et une
combustibilité remarquable.
En plus d’un combustible, le gaz naturel est utilisé dans les industries de fabrication
du ciment, du verre, de la céramique…etc. Il est considéré comme une matière
première dans l’industrie pétrochimique, citons comme exemple le méthanol,
l’ammoniac, les engrais…etc.
I.2. Caractéristiques du gaz brut
Au stade final de sa production, le gaz brut est caractérisé par les propriétés
suivantes :
I.2.1. Le pouvoir calorifique
C’est la quantité e chaleur en Joules ou en calories dégagée lors de la combustion
totale d’un mètre cube, d’un kilogramme ou d’une mole de gaz généralement à
15°C et sous la pression atmosphérique. L’unité du pouvoir calorifique est donc :
(J/m3), (J/kg) ou (J/mol).
En d’autre terme, le pouvoir calorifique représente l’enthalpie de combustion par
unité de volume, de masse ou de mole du gaz à la température de 15°C.
I.2.1.1. Le pouvoir calorifique supérieur (P.C.S)
C’est le pouvoir calorifique du gaz mesuré ou calculé si l’eau dégagée de la
combustion est sous forme d’un liquide.
I.2.1.2. Le pouvoir calorifique inférieur (P.C.I)
C’est le pouvoir calorifique du gaz mesuré ou calculé si l’eau dégagée de la
combustion est sous forme d’une vapeur.
Pour trouver la relation liant le (P.C.S) au (P.C.I), on analyse le schéma réactionnel
de combustion d’un hydrocarbure, en supposant que la combustion dégage (n)
moles d’eau :
3
Procédés de traitement du gaz
CxH2n (g) + (x+n/2)O2 (g)
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(P.C.S)
x CO2 (g) + n H2O (l)
(P.C.I)
𝑣 (H2O)
x CO2 (g) + n H2O (g)
Puisque le (P.C.S) et le (P.C.I) sont des chaleurs dégagées, alors il est évident
que :
(P.C.S)<0 et (P.C.I) <0. D’un autre coté on a :
, alors d’après le schéma
réactionnel ci-dessus il vient :
(I.1)
On peut écrire l’équation précédente d’une autre façon en utilisant l’enthalpie de
condensation de l’eau au lieu de son enthalpie de vaporisation, or :
, alors il vient :
(I.2)
I.2.2. La composition chimique
Elle représente le pourcentage des éléments et des composés dans le gaz, elle est
utilisée pour l’étude de la vaporisation, le calcul du poids moléculaire et pour la
détermination de certaines autres propriétés en fonction de la pression et /ou de la
température telles que la compressibilité, la densité…etc. La composition du gaz
peut aussi être donnée en fractions massiques des constituants.
I.2.3. La densité
La densité d’un gaz quelconque est définie comme tétant le rapport d’une masse
d’un volume du gaz sur la masse du même volume de l’air pris dans les mêmes
conditions de pression et de température.
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Procédés de traitement du gaz
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On peut aussi exprimer la densité du gaz comme étant le rapport de la masse
volumique du gaz sur celle de l’air dans les mêmes conditions de pression et de
température.
La densité du gaz est donc :
(I.3)
Dans les conditions normales (0°C et 1 atm), on a :
.
La masse volumique du gaz peut aussi être exprimée par la relation suivante, en
introduisant le facteur de compressibilité (Z) dans l’équation d’état des gaz
parfaits :
(1.4)
Pour 1mole d’un gaz quelconque y compris l’air prise aux conditions normales, le
volume molaire est de 22,4 L ; alors le rapport des masses volumiques se réduit à
un rapport de masses molaires puisque les volumes sont égaux, alors la densité
devient :
(I.5)
I.2.4. La masse molaire moyenne
Soit (n) le nombre total de constituants du gaz, (M i) et (xi) sont respectivement la
masse molaire et la fraction molaire de chaque constituant, la masse molaire
moyenne du gaz est calculée par la relation suivante :
(I.6)
I.3. Origine des constituants
Les différentes compositions du gaz sont dues à la diversité de ses origines ou
d’autres termes de son gisement, on distingue alors :
I.3.1. Le gaz bactérien ou biochimique
Le mode ou la manière de formation du gaz bactérien dit aussi biochimique, est dû
à l’action des bactéries sur les débris organiques (animaux et végétaux) qui
s’accumulent dans les sédiments.
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Procédés de traitement du gaz
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L’action de ces bactéries conduit généralement à la formation du sulfure
d’hydrogène (H2S) qu’on trouve comme un constituant dans le gaz brut.
Ce type de gaz où l’on trouve le soufre est dit gaz impropre ou bien gaz sale.
I.3.2. Le gaz thermique
Au cours de l’évolution des bassins sédimentaires, les sédiments animaux et
végétaux portés à des températures et des pressions élevées, subissent une
dégradation thermique qui donne à coté des hydrocarbures une légère gamme de
composés non hydrocarbonés tels que : N2, CO2, H2O…etc. La présence du
sulfure d’hydrogène (H2S) dans ce gaz est rare ou négligeable.
I.4. Les différents types de gaz naturel
L’apparition d’une phase liquide associée au gaz dépend des conditions de
pression et de température dans le réservoir et en surface, ceci nous conduit à
distinguer les types de gaz suivants :
I.4.1. Le gaz sec
Ce type de gaz contient un grand pourcentage de méthane (CH 4) et contient très
peu d’hydrocarbures plus lourds que l’éthane (C2H6), il ne forme aucune phase
liquide dans les conditions de production.
I.4.2. Le gaz humide
Ce type de gaz forme une phase liquide (eau et/ou condensats) au cours de la
production dans les conditions de surface quand il y’aura des chutes de pression
et/ou de température, il est moins concentré en hydrocarbures légers.
I.4.3. Le gaz à condensats
Ce type de gaz forme une phase liquide (eau et/ou condensats) dans le réservoir et
au cours de la production, la phase condensée est plus riche en constituants
lourds.
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Procédés de traitement du gaz
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I.4.4. Le gaz associé
Ce dernier type de gaz se trouve généralement dans les gisements pétroliers il
coexiste dans le réservoir avec la phase huile soit sous forme libre (gaz de
couverture) ou sous forme dissoute dans la phase huile.
Le gaz dissous sera récupéré après la distillation atmosphérique du pétrole brut.
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Procédés de traitement du gaz
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Chapitre. II. Procédés de traitement du gaz brut
II.1. Généralités
Le traitement du gaz naturel consiste à le purifier et le débarrasser de certains des
constituants présents à la sortie du puits tels que : l’eau les gaz acides (CO2,
H2S…) et les hydrocarbures lourds (condensats) pour l’amener à des spécifications
commerciales.
Plusieurs procédés ont été mis en œuvre citons :
II.2. Le procédé PRITCHARD
Il est basé sur le refroidissement du gaz par échange thermique et par des
détentes simples avec en plus l'utilisation d’une boucle de propane (C 3H8) comme
fluide réfrigérant pour atteindre en fin de cycle des températures voisines de -23
C°.
Le principe de fonctionnement
du procédé s'articule sur les quatre étapes
présentées par le schéma suivant:
Fig. II.1 Les étapes du procédé PRITCHARD
8
Procédés de traitement du gaz
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II.3. Le procédé HUDSON
Il est basé sur le refroidissement du gaz par échange thermique et complété par
une détente à travers une machine dynamique appelée TURBO-EXPANDER, qui
permet d'atteindre un niveau de température proche de - 50°C.
Le principe de fonctionnement du procédé s'articule sur quatre étapes présentées
par le schéma suivant:
Fig. II.2 Les étapes du procédé HUDSON
II.4. Procédés mixtes
Ce sont les procédés les plus utilisés car ils utilisent une mixture entre le procédé
PRITCHARD et le procédé HUDSON.
Une vanne de détente Joule-Thomson ainsi qu’une machine dynamique (TURBOEXPANDER) sont utilisées en plus d’une boucle de propane pour le
refroidissement ce qui leur permet d’atteindre des températures plus basses allant
jusqu’à – 66°C.
Dans ces procédés la séparation du gaz de ses impuretés est plus efficace.
II.5. Absorption des gaz acides par une solution d’amine
Les gaz acides accompagnant le gaz naturel sont généralement nuisibles le sulfure
d’hydrogène (H2S) est très corrosif et il représente un des poisons les plus
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Procédés de traitement du gaz
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dangereux pour les catalyseurs notamment les adsorbants ; le dioxyde de carbone
(CO2) est un gaz corrosif et il peut former des hydrates carboniques en présence
de l’eau (CO2.7H2O), et entraine par conséquent des bouchages de conduite et/ou
des équipements. L’élimination du gaz carbonique est généralement appelée une
décarbonatation.
L’élimination des gaz acides s’effectue par le lavage du gaz naturel avec une
solution d’amine dans un absorbeur à contre courant.
Deux types de solution sont utilisés :

La mono-éthanol-amine (M.E.A) : (OH-C2H4-NH2) est utilisée sous forme
d’une solution diluée de 15 à 20% massique par l’eau distillée.

La di-éthanol-amine (D.E.A) : (OH-C2H4)2-NH est utilisée sous forme d’une
solution diluée de 20 à 30% massique par l’eau distillée.
Pour établir les réactions chimiques entre la solution diluée d’amine et les gaz
acides, et pour simplifier l’écriture on pose : (OH-C2H4)
R et par conséquent on
aura :

(M.E.A)
(R-NH2) et

(D.E.A)
(R)2-NH
Réactions d’absorption
1/Absorption avec la (M.E.A) :
a/Absorption de (CO2) :
R-NH3
1
2R-NH2 +H2O+CO2
2
CO3
+ Q
S
+ Q
R-NH3
b/Absorption de (H2S):
R-NH3
1
2R-NH2 +H2S
2
R-NH3
La réaction d’absorption (sens1) est généralement favorisée à basse température
et à haute pression ; dans notre cas on travaille à une pression supérieure à 12
bars et une température comprise entre 25 et 50°C. La réaction d’absorption est
accompagnée d’un dégagement de chaleur (Q) dite chaleur d’absorption.
10
Procédés de traitement du gaz
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2/Absorption avec la (D.E.A) :
a/Absorption de (CO2) :
R
1
R2-NH +H2O+CO2
2
NH3CO3
+ Q
NH3S
+ Q
R
b/Absorption de (H2S):
R
1
R2-NH +H2S
2
R
II.5.1. choix de l’absorbant, problèmes et résolutions
Lorsque le gaz à traiter est impropre (contient des composés soufrés), l’utilisation
de la (M.E.A) n’est pas recommandée car cette dernière est sensible vis-à-vis des
produits soufrés notamment le COS et le CS2 qui forment avec la (M.E.A) des
composés non régénérables, alors dans ce cas on utilise la (D.E.A) malgré la
faible quantité qu’on doit utiliser de la (M.E.A) comparé avec la quantité de la
(D.E.A).
L’autre problème rencontré avec la (M.E.A) c’est le moussage qui réduit le
phénomène de l’absorption.
La solution d’amine présente en général un caractère corrosif ; la corrosion est
souvent observée en tète de la colonne d’absorption et dans l’échangeur de
chauffage ou de refroidissement de la solution d’amine.
Pour éviter ou résoudre les problèmes cités auparavant on doit :

Limiter la concentration de la (M.E.A) à 20% massique.

Eviter les problèmes des sels en utilisant de l’eau distillée lors de la dilution
de la solution d’amine concentrée.

Limiter la température lors de la désorption (régénération) pour éviter la
dégradation de l’amine, ou bien travailler à basses pressions.

Surveiller la quantité de la solution d’amine et le bon fonctionnement du
régénérateur pour éviter le moussage.

Augmenter la température de l’absorbeur pour éviter la condensation des
hydrocarbures lourds.
11
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
Utiliser des filtres dans le circuit de la solution d’amine.

Injecter de temps en temps de la silicone comme agent anti-moussant.
II.5.2. Calcul d’une colonne d’absorption
Le calcul quantitatif et qualitatif d’une colonne d’absorption nécessite les
connaissances suivantes :
a/ Données de base
Amine pauvre
(L.P)
Comme données de base il faut connaitre :

La capacité de traitement qui est exprimée
Gaz pauvre
en débit massique ou molaire du gaz
(G.P)
riche.
Gaz riche

La composition du gaz riche.

La température et la pression de service.

Le pourcentage molaire de CO2 dans le
(G.R)
gaz pauvre.
Amine riche
Fig.
(L.R)
II.3 Schéma d’un absorbeur
b/ Bilan de matière de l’absorbeur
Le bilan de matière global de l’absorbeur est donné par la relation:
(II.1)
En utilisant les abaques et la pression partielle de (CO 2) dans le gaz riche, on tire le
taux d’absorption (TAbs) qui est :
é
(II.2)
c/ Bilan thermique de l’absorbeur
Le bilan thermique de l’absorbeur comprend les débits calorifiques entrants et
sortants en ajoutant comme débit calorifique entrant l’effet thermique de
l’absorption (chaleur d’absorption), alors on peut écrire :
(II.3)
Les débits calorifiques du gaz et/ou du liquide sont généralement connus en
connaissant leurs températures leurs débits massiques et leurs chaleur massiques
soit à l’entrée ou à la sortie, donc généralement on a :
(II.4)
Et aussi :
12
Procédés de traitement du gaz
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(II.5)
Les chaleurs massiques du gaz et de l’absorbant respectivement :
et
sont
évaluées entre la température d’entrée et celle de la sortie.
Pour évaluer la température de sortie de l’absorbant riche, on tiendra compte de la
chaleur d’absorption :
é
(II.6)
d/Dimensionnement de l’absorbeur
En connaissant le débit volumique ( Qv ) en (m3/s) du gaz et sa vitesse maximale (
Vmax ) en (m/s) et en utilisant des abaques tracées en fonction des paramètres
critiques et/ou en fonction du facteur de compression, on peut trouver aisément le
diamètre de la colonne d’absorption par l’équation :
(II.7)
La vitesse maximale du gaz est donnée en fonction de sa masse volumique par la
relation :
(II.8)
Le nombre de plateaux de la colonne d’absorption est calculé par la relation
suivante qui tient compte de la teneur de (CO2) dans le gaz riche et dans le gaz
pauvre, autrement dit à l’entrée et à la sortie de l’absorbeur :
(II.9)
Avec YS et YE respectivement le rapport molaire de CO2 dans le gaz pauvre et
dans le gaz riche.
La hauteur de la colonne est fonction de nombre de plateaux et de la distance
entre deux plateaux consécutifs, cette distance dépend généralement du type de
plateau.
Les fournisseurs des plateaux sont les seuls qui fixent cette distance suivant
l’efficacité de chaque type de plateau.
Si la distance séparant deux plateaux successifs est (h), alors la hauteur de la
colonne d’absorption sera :
(II.10)
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Chapitre. III
La déshydratation du gaz naturel
III.1. Introduction
La déshydratation est un procédé d’élimination des molécules d’eau liquide ou
vapeur contenues dans le gaz, par utilisation des moyens physiques ou chimiques
afin d’éviter les problèmes suivants :
-
Risque de corrosion des pipes (surtout en présence des gaz acides tels que
CO2 et H2S).
-
Risque de formation des hydrates causant le bouchage des conduites et
des installations de production et de transport.
-
Écoulement diphasique et augmentation de la perte de charge.
-
Risque de solidification dans les procédés cryogéniques.
-
Diminution du pouvoir calorifique du gaz.
III.2.Les hydrates du gaz naturel
III.2.1.Nature et Structure
L es hydrates sont des composés solides dans les quels l’eau est associée aux
hydrocarbures par des liaisons de type physique et chimique.
Les hydrates sont des cristaux qui ont l’aspect de la neige, ils flottent sur l’eau et
leur masse volumique est comprise entre 800 et 900 kg/ m3.
La structure des hydrates est telle qu’on peut les considérer comme des solutions
de gaz dans des solides cristallins.
Les hydrates associent à un hydrocarbure donné un nombre déterminés de
molécules d’eau et ce nombre dépend de la taille de molécules d’hydrocarbure.
Les hydrates peuvent se former lorsque certaines conditions thermodynamiques de
pression et de température sont réunies.
Ceci explique leur formation lors de la détente isenthalique (détente de JouleThomson) du gaz. De manière générale, la formation des hydrates est favorisée
par la présence de fines particules jouant le rôle de germes de cristallisation telles
que microcristaux
d'hydrate et particules solides (poussières, oxydes de
corrosion); elle est généralement favorisée par les facteurs
qui contribuent
à
augmenter
la
turbulence
de
l'écoulement,
tels
vitesse d'écoulement élevée, la pulsation de pression et tout type d'agitation.
Les principales formules chimiques des hydrates de gaz naturel sont:
14
que
Procédés de traitement du gaz
-
CH4.7H2O
-
C2H6.8H2O
-
C3H8.18H2O
-
CO2.7H2O
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Parmi les principaux hydrocarbures qui constituent les gaz naturel et qui forment
des hydrates en présence de l’eau,
le méthane, l’éthane, le
propane et
l’isobutane. Le butane normal n’en forme qu’aux températures inférieures à 1°C.
On n’a pas mis en évidence l’existence des hydrates de pentane ni d’hexane.
III.2.2. Prévention des hydrates
Les hydrates ne pouvant se former sans que l’eau liquide soit en contact avec le
gaz, toute action tendant à empêcher la production de ceux-ci passe par :
-
Les traitements mécaniques ayant pour but d’extraire l’eau ou thermiques
permettant d’élever la température des effluents gazeux.
-
L’emploi de substances solubles dans l’eau.
-
Sous une pression donnée, la réduction de la température de formation des
hydrates dans un gaz peut
être obtenue si l’on incorpore à l’eau des
substances telles que les alcools, susceptibles d’abaisser son point de
congélation.
-
Des constituants tels que l’ammoniaque, qui agissent sur sa structure.
-
Des sels qui en solution, réduisent son activité.
III.3. Les méthodes de déshydratation
La présence d'eau entraîne différents problèmes pour l'exploitation : Suivant les
conditions de température et de pression qui règne dans une installation, la vapeur
d'eau peut se condenser et provoquer la formation des hydrates, se solidifier ou
favoriser la corrosion si le gaz contient des composants acides. Pour éviter ce
phénomène, il est nécessaire de réduire la teneur en eau de gaz au moyen de
techniques de traitement approprié. La déshydratation du gaz naturel est réalisée
par différents types de procédés :

L'absorption.

L'adsorption.

La perméation gazeuse.
15
Procédés de traitement du gaz
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III.3.1. Pré-déshydratation par refroidissement du gaz
La teneur en eau du gaz naturel au point de saturation diminue lorsque la pression
augmente ou lorsque la température diminue. Par conséquence la compression
et/ou le refroidissement sont généralement utilisés come étape de prédéshydratation, avant un procédé d’adsorption ou d’absorption.

Méthode utilisée pour contrôler simultanément les points de rosée (eauhydrocarbures) du gaz naturel.

Méthode
également
préconisée
en
amont
d’un
autre
procédé
de
déshydratation.
Fig.III.1 Pré-déshydratation par abaissement de la température
III.3.2. Déshydratation par absorption
L’absorption un procédé de récupération des fractions lourdes contenues dans
le gaz, donc il s’agit d’un transfert partiel ou total des fractions lourdes de la
phase gazeuse vers la phase liquide.
Donc l’opération d’absorption consiste à faire circuler à contre courant dans une
colonne d’absorption, le gaz du bas et le glycol du haut. En descendant le glycol
travers les plateaux de la colonne absorbe l’eau.
Généralement pour l’absorption des molécules d’eau contenues dans un gaz
qui a un point de rosé compris entre 15°C à 50°C (60°F à 120°F). On utilise:
CH2-O-CH2-CH2-OH
Tri-éthylène glycol (TEG)
CH2-O-CH2-CH2-OH
16
Procédés de traitement du gaz
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CH2-CH2-OH
Di-éthylène glycol (DEG)
O
CH2-CH2-OH
CH2-OH
Mono-éthylène glycol (MEG)
CH2-OH
Les propriétés recherchées pour le solvant sont les suivantes :
-
Grande affinité pour Léau ;
-
Coût réduit ;
-
Caractère non corrosif ;
-
Stabilité à l’égard des hydrocarbures ;
-
Stabilité thermique ;
-
Régénération facile ;
-
Viscosité réduite ;
-
Faible tension de vapeur à la température de contact ;
-
Une solubilité réduite dans les hydrocarbures ;
-
Faible tendance au moussage et à la formation d’émulsion ;
-
Cinétique d'adsorption rapide ;
-
Faible perte de charge ;
-
Résistance à l'attrition ;
-
Inertie chimique ;
-
Pas d'effets de dilatation de volume avec la température et la saturation.
III.3.3. Déshydratation par perméation gazeuse (membrane) :
Les procédés de séparation utilisent la séparation par passage sélectif
(perméation) d’un ou plusieurs composés.
La composition de la matière passant à travers la membrane est donc
différente de la composition de celle retenue par la membrane.
Ce type d’opération est schématisé sur la figure III.2. En pratique, les
membranes sont intégrées dans nu support pour former ce que l’on appelle
un module.
17
Procédés de traitement du gaz
Dans
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cette figure, le flux passant à travers la membrane est appelé
perméat, et le flux retenu par la membrane est appelé rétentat.
La différence de pression entre le flux entrant et le flux du perméat crée la
force motrice de la séparation, la fraction du flux d’entrée qui passe à travers
la
membrane
est
appelée
taux
de
conversion.
.
Fig.III.2 Déshydratation par membranes de perméation
III.3.4. Déshydratation par adsorption
III.3.4.1. Généralités
Lorsque les molécules présentes dans un courant fluidisant amenées en contact
avec une surface solide, elles vont être maintenues à la surface par des forces qui
dépendent de la nature chimique et physique à la fois du solide et des molécules
gazeuses. Cette interaction est une adsorption due principalement à des forces de
Van der Waal. Cette adsorption peut être épaisse de quelques molécules.
Sur un agent adsorbant commercial, l’eau est adsorbée sur une épaisseur de deux
à trois molécules maximum. Par conséquent, pour avoir une grande capacité
d’adsorption, il est nécessaire d’avoir une surface énorme. La surface est l’élément
clé de tout bon adsorbant commercial. Certains adsorbant commerciaux présentent
une surface de 800 m² /g et peuvent retenir jusqu’ à 318 litres d’eau par m³.
Il existe un autre phénomène relié à l’adsorption :
La condensation capillaire qui est la tendance des forces d’adsorption à se
concentrer au niveau des pores. Ces forces augmentent au fur et à mesure que le
diamètre des pores se rapproche du diamètre de la molécule à adsorber.
18
Procédés de traitement du gaz
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Les tamis moléculaires ajoutent un autre mécanisme, celui de leur degré maximum
de sélectivité, en se basant sur :
La taille des molécules à adsorber en partant de la notion du diamètre critique qui
constitue un critère important pour savoir si une molécule peut ou non passer par
l’ouverture des pores et pénétrer dans l’édifice cristallin. Les pores des différents
types de tamis moléculaires ne laissent passer que les molécules dont le diamètre
critique est inférieur ou égale au diamètre des pores.
Les diamètres critiques des molécules plus souvent rencontrés sont donnés par le
tableau (III.1.Annexe(I)).
La polarité ou le degré de non saturation ; plus la molécule est polaire et non
saturée, plus elle sera dans le cristal.
III.3.4.2. Les types d’adsorption
Il existe deux types d’adsorption, l’adsorption physique et l’adsorption chimique.
III.3.4.2.1. L’adsorption physique
L’adsorption physique est basée sur l’action des forces de Van Der Waal dont
l’influence ne s’étend que sur des distances négligeables à partir de la surface.
Conformément au principe de LE CHATELIER, le processus étant en ce cas
toujours exothermique, le volume du gaz adsorbé diminue lorsque la température
augmente, et il est pratiquement nul dés que celle-ci atteint une centaine de °C.
A-L’isotherme de FREUNDLICH
Elle est représentée par une équation de type :
(III.1)
Où : (a) est inférieur à1, et (K) facteur de séparation, il croit avec la température en
tendant vert 1.
Cette équation est vérifiée assez souvent dans le domaine des pressions
intermédiaires.
B-L’isotherme de LANGMUIR :
Elle est fondamentale dans l’étude théorique de l’adsorption et correspond au type
1 dans la classification BET.
Son équation s’écrit :
19
Procédés de traitement du gaz
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(III.2)
Avec :
-
a : fraction adsorbée par rapport à la saturation
-
Qm : représente la quantité adsorbée correspondante à une couche mono
moléculaire complète.
III.3.4.2.2. L’adsorption chimique
Elle correspond à la formation de véritables liaisons chimiques par transferts
électroniques entre les molécules de l’interface des deux phases. Ces liaisons sont
de types covalents, mais elles peuvent être légèrement polarisées.
Ces gaz peuvent être récupérés par une élévation de température, accompagnée
par un pompage. La formation de ces liaisons chimiques explique que le
phénomène n’apparait le plus souvent qu’à des températures assez élevées
(200°C) et qu’ils ne deviennent réversibles qu’à des températures encore plus
élevées.
Les isothermes de chimie-sorption ont une allure rappelant celle de l’isotherme
d’adsorption physique. La première explication de la chimie-sorption fut la théorie
de la couche mono moléculaire de LANGMUIR. Elle ne rend pas compte toutefois
de la forte liaison chimique entre les molécules et il serait plus exact de parler de
couche mono atomique, les liaisons se faisant entre atomes et ions, ou radicaux.
LANGMUIR admettait d’autre part que chaque atome de la surface solide constitue
un cite capable de fixer une molécule ou un atome.
III.3.4.3. Caractérisations
Expérimentalement, il est souvent possible de distinguer entre les deux types
d’adsorption, mais dans un certain cas, il est nécessaire d’examiner plusieurs
critères simultanément pour pouvoir conclure. Il s’agit notamment de la chaleur
d’adsorption, de la cinétique du processus, de la température et de l’équilibre entre
phases.
A –Chaleur d’adsorption
La chaleur dégagée lors de l’adsorption est probablement le critère le plus
important.
20
Procédés de traitement du gaz
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En physisorption, la quantité de chaleur libérée par mol de gaz adsorbée est
généralement comprise entre 2 et 6 kcal, mais des valeurs allant jusqu’ à 10
kcal/mol peuvent être trouvées.
Cependant, des valeurs inférieures comparables aux chaleurs d’adsorption
physique peuvent être rencontrées.
B-Cinétique des processus
La vitesse avec laquelle survient le processus est également utilisée comme
critère. Du fait de la nature des
liaisons qui interviennent lors de l’adsorption
physique, elle ne requit pas d’énergie
d’activation et de ce fait l’adsorption
physique s’établit très rapidement. En effet, la vitesse du processus d’adsorption
n’est pas liée uniquement à l’écart de l’adsorption, mais à plusieurs étapes
successives de nature différente qui peut influer sur la vitesse globale du
processus. Le critère de vitesse est utilisé pour la distinction, mais s’il est seul, il
peut mener à des conclusions erronées.
C-Température
L’adsorption physique commence uniquement prés de la température d’ébullition
de l’adsorbât à la pression opératoire, tandis que la chimie-sorption peut avoir lieu
à des températures supérieures à celle de la température d’ébullition, à la pression
d’adsorption considérée. Cependant pour les adsorbants hautement poreux,
l’adsorption physique à lieu à des températures beaucoup plus élevées que la
température d’ébullition de l’adsorbât pour un rapport (P / P 0 < 10¯5).
(P est la pression partielle des vapeurs dans le système, et P 0 la pression de
vapeur qui existe au-dessus de liquide pur, à la même température).
D-Equilibre entre phases
L’adsorption d’un fluide par un solide se manifeste par l’existence à
l’interface solide fluide, d’une couche ou la répartition des molécules est différente
de celle régnant au sein du fluide. Si on place un adsorbant dans un mélange
liquide, la composition de ce dernier varie plus au moins vite jusqu’à atteindre une
valeur d’équilibre. De même, l'introduction d'un adsorbant dans un récipient
contenant un gaz à une certaine pression initiale provoque une diminution de la
pression par suite de l’adsorption du gaz par le solide.
21
Procédés de traitement du gaz
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L'existence d'une couche adsorbée est due au fait qu’à la surface d'un solide, les
molécules ou atomes qui le constituent ont des liaisons incomplètes avec le reste
du solide. Lorsque celui-ci est mis en présence d'un fluide, les liaisons non
compensées tendent à se saturer à l'aide des molécules de fluide adsorbées.
Cette adsorption se produit spontanément et s'accompagne d'une diminution de
l'énergie libre du système, c'est un phénomène toujours exothermique.
III.3.4.4. Les procédés d’adsorption
Le schéma de principe d’une opération de déshydratation par adsorption en lit fixe
est représenté sur la figure (III.3). Le procédé fonctionne de manière alternée et
périodique, chaque lit passant par des étapes successives d’adsorption et de
désorption.
Au cours de l’étape d’adsorption, le gaz à traiter est envoyé sur le lit d’adsorbant
qui fixe l’eau. Lorsque le lit est saturé, du gaz chaud est envoyé pour régénérer
l’adsorbant.
Après régénération et avant la deuxième étape d’adsorption, le lit doit être refroidi.
Ceci est réalisé en envoyant du gaz froid. Après réchauffage, ce même gaz peut
servir à effectuer la régénération. Dans ces conditions, quatre lits sont nécessaires
en pratique, deux lits opérant simultanément en adsorption, un lit en
refroidissement et un lit en régénération.
Dans certains cas, il est important que la partie du lit utilisée soit la plus grande
possible afin de limiter l’utilisation d’un adsorbant coûteux ou pour maintenir la taille
de l’adsorbeur au minimum.
Ceci peut être réalisé avec un faible accroissement de la complexité du procédé en
utilisant un système à trois lits, basé sur une opération alternée
(charge,
régénération, compensation) figure III.3.
La zone de transfert de matière traverse l’ensemble du lit en charge, assurant que
le lit est complètement chargé, et atteint le lit en compensation. A ce moment
précis, le lit chargé est mis en phase de régénération, tandis que le lit en
compensation devient le lit en charge et le lit régénéré devient le lit de
compensation.
22
Procédés de traitement du gaz
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Figure III.3 : Procédé de déshydratation par adsorption
III.3.4.5. Les adsorbants utilisés (structures et caractéristiques)
Les produits adsorbants présentent une structure extrêmement poreuse. Leurs
propriétés physiques leur permettent de capter et de stocker l'eau et l'humidité
dans leurs orifices microscopiques, lesquels sont agencés en couches, pores et
canaux. Les adsorbants sont insolubles dans l'eau. Sous l'effet de la chaleur, ils
restituent l'humidité emmagasinée. Il existe différents types d’adsorbants :
III.3.4.5.1 L’alumine activée
L’alumine activée est une forme poreuse, amorphe et partiellement hydratée
d’oxyde d’aluminium (AL2O3) contenant de très petites quantités d’autres
matériaux. Sa surface spécifique est de (250-350) m2/g, et un volume de pores (2030) cm3/100g et elle a une capacité plus faible que le gel de silice mais elle peut
sécher le gaz à un point de rosée de -75oC (environ 1 ppmv H2O). Dans des
conditions d’exploitation dynamique, les charges d’eau réelles sont entre 1/2 et 2/3
des valeurs données sur une figure.
Dans les granulométries normalement utilisées pour le séchage, les particules
d’alumine activée ont une densité en vrac d’environ 833 Kg/m 3. Etant donné que le
matériau emballé contient environ 50% de vide, cela indique que la densité de
chaque particule, en fonction du volume d’ensemble y compris les pores, est
d’environ 1,6. La densité réelle de matériau solide dans les particule d’alumine
activée est d’environ 3,3 , ce qui veut dire que les pores doivent occuper environ
50% du volume de chaque particule .
23
Procédés de traitement du gaz
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L’alumine activée permet d’atteindre des puretés élevées sur le gaz traité,
teneur en eau résiduelle
pouvant
la
être de l’ordre du ppm. Les hydrocarbures
lourds sont adsorbés mais ne peuvent pas être ensuite désorbés au cours de la
régénération. De ce fait, le gaz traité doit être sec ou dégazoliné.
III.3.4.5.2 Le Gel de silice (silica-gel)
Le gel de silice compte parmi les principaux adsorbants et se prête à de
nombreuses applications. C'est une forme d'acide silicique composée de granulés
irréguliers et poreux. Sa surface spécifique est de (700-850) m2/g, et un volume de
pores (40-50) cm3/100g. Les produits de base sont essentiellement le silicate de
sodium et l'acide sulfurique. Ces substances chimiques sont exposées à une
réaction chimique dans des conditions données et produisent un gel de silice très
riche en SiO2. Le gel de silice est compatible avec tous les matériaux à l'exception
des substances fortement alcalines et de l'acide fluorhydrique. Il ne dégage aucune
fumée, est totalement inodore et n'attaque pas les métaux. La très grande surface
interne du gel de silice se répartit en un nombre infini de pores microscopiques qui
lui permettent d'adsorber jusqu'à 36 % de son propre poids sans modification
structurelle. Le gel de silice se régénère entre 120 et 200°C. Ce processus peut
être continuellement renouvelé sans dégradation de l'efficacité du gel.
La teneur en eau dans le gaz traité par adsorption sur gel de silice est d’environ 10
ppm. Il adsorbe les hydrocarbures qui sont ensuite désorbés au cours de la
régénération, il peut être utilisé pour séparer simultanément l’eau et la fraction
condensât du gaz traité en respectant certaines précautions d’emploi. Le Silica-gel
est détruit par l’eau libre qui fait éclater les granules et étant de nature acide, réagit
avec les bases.
III.3.4.5.3 Les tamis moléculaires (zéolithes)
Les tamis moléculaires sont des zéolithes synthétiques. Ils se caractérisent par un
diamètre de pore régulier et une structure cristalline. Ils sont principalement utilisés
dans des applications nécessitant une déshumidification maximale de l'air.
Indépendamment du taux d'humidité relative, ils adsorbent environ 20 à 22 % de
vapeur d'eau. Ils conjuguent les avantages d'un faible volume propre et d'une
24
Procédés de traitement du gaz
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capacité d'adsorption élevée. Ils sont également régénérables par réchauffement
qui doit être effectué entre 300 et 400°C.
Ils peuvent produire des points de rosée inferieure à -90oC (0.1 ppmv).
Les tamis moléculaires sont constitués d’un mélange d’oxydes métalliques :
(Al2O3<35%), SiO2 (<47%), (Na2O<16%), (K2O<1%), (CaO<1%), (MgO <0,1%),
(Fe2O3<1%), (TiO2<0,5%), (P2O5<0,5%).
Le procédé d’adsorption par tamis moléculaires présente les caractéristiques
suivantes :
1. Les concentrations en H2O doivent être faibles ;
2- Il est recommandé pour les grands débits de charge ;
3- Le pourcentage résiduel d’eau est très faible ;
4- Il nécessite un fonctionnement discontinu ;
5- La teneur en hydrocarbures lourds doit être limitée ;
6- La présence de COS et CS2 est nuisible ;
7- L’adsorbant est un produit cher qui doit être remplacé tous les 3 ans.
Les avantages des tamis moléculaires sont :
1. Une dégradation lente avec le temps.
2. La diminution de la capacité d’adsorption avec l’augmentation de la
température est moins prononcée.
3. Ils ont une capacité d’adsorption élevée à des concentrations faibles de
l’adsorbat.
4. Ils sont plus recommandés pour la déshydratation des liquides.
La figure (III.4) résume la capacité de séchage pour la vapeur d’eau des agents
adsorbants courants en fonction de l’humidité relative de l’air à 25 °C.
25
Procédés de traitement du gaz
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Fig.III.4 Capacité d’adsorption de la vapeur d’eau à 25°C pour quelques
adsorbants courants
III.3.4.6. Concept de la zone de transfert de masse
La zone de transfert de masse ZTM correspond à longueur du lit nécessaire au
phénomène d’adsorption, c'est-à-dire la distance que doit parcourir une unité de
gaz pour que la concentration d’eau chute à zéro.
Au fur et à mesure que la procédée d’adsorption continue, une portion plus
importante de la section d’entrée du lit devient saturée et la ZTM se déplace de
plus en plus vers la sortie du lit. Par conséquent, un déshydrateur aura au moins
deux zones, une zone en équilibre ou saturée, et une zone de transfert de masse
comme l’indique la figure (III.5). Lorsque la limite aval de la ZTM atteint la sortie du
lit, ceci est dit ‘’ saturé ’’ ou ‘’ épuisé ‘’ et le point est définie comme point de
saturation.
26
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ZTM
A
B
AXE DE LA COLONNE
Fig.III.5 La zone de transfert de masse dans un adsorbeur
III.3.4.7. Durées des cycles
Généralement le cycle minimal de déshydratation est de 08 heures tandis que le
cycle de régénération est de 04 heures pour chaque adsorbeur (tableau III.1). La
longueur de cycle de déshydratation détermine les dimensions des équipements et
la charge du matériau desséchant. Plus le cycle de séchage est long, plus les
récipients et les stokes sont importants, mais meilleure est l’efficacité des tamis
moléculaires. Ceci diminue le nombre de régénération et prolonge la vie du
matériau desséchant, la figure (III.7) illustre une diminution de la capacité de
saturation en fonction du nombre de cycles de régénération.
Tableau (III.1) Planning de service et de régénération des trois sécheurs
Heure
0
4
8
Ads N°1
Service
Ads N°2
Régén
Service
Ads N°3
Service
Régén
12
Régén
16
Service
Régén
Service
27
20
24
Régén
Service
Régén
Service
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Matelas 20 mesh
Adsorption
Matelas 3 mesh
Matelas 20 mesh
Lit du Tamis
Di
Régénération
Moléculaire
Billes de céramique
Grille
Fig.III.6 Schéma d’une colonne d’adsorption à tamis moléculaire
28
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Capacité %
25
20
15
10
400
800
1200
1600
2000
Nombre de cycles
Fig.III.7 Capacité de saturation des tamis moléculaire en fonction des
régénérations
III.3.4.8. L’efficacité thermique du procédé de régénération
L’efficacité des cycles de chauffage varie généralement entre 40 et 50% la
corrélation suivante est utilisée par la compagnie DAVISON pour estimer l’efficacité
thermique de régénération :
(III.3)
Avec : t(h) le temps de chauffage en heures.
III.3.4.9. Calcul d’un adsorbeur et de la quantité de tamis moléculaire
Pour estimer de la longueur de la ZTM, l’équation suivante développée par
Simpson et Cummings est utilisée. Pour les tamis moléculaires on a :
(III.4)
: En pouces (1 pouce= 1 inch = 2,54 cm)
: Quantité d’eau adsorbée par unité de temps et de surface en lbH 2O/ft2.h.
𝑣 : vitesse superficielle du gaz en ft/h.
: Saturation relative de l’alimentation en %.
29
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Les formules de calcul sont celle utilisée par W.R.Grace Davison pour la
conception d’un déshydrateur.
1-Calcul des propriétés du gaz
a/Le poids moléculaire du gaz d’alimentation.
Mw =
(III.5)
b/Facteur de compressibilité.
Z = f(P) = 1.046 – 2.034 * 10-4 * P + 4.571 * 10-8 *P2
P : est la pression du gaz en Psia
c/Masse volumique du gaz en lb/ft3.
g =
(III.6)
La valeur 379 correspond au volume molaire du gaz en (ft 3) à 14,7 psia et 520°R.
é
°
2-Calcul de la vitesse du gaz
(III.7)
é
è
3-Calcul de la charge d’eau du gaz d’alimentation
10-6
(III.8)
: Teneur en eau du gaz d’alimentation en
4-Longueur de la zone saturée.
(III.9)
: Capacité d’adsorption.
: Masse volumique du desséchant.
A : coupe transversale du déshydrateur.
5-Estimation de la hauteur du lit perdu
W.R. Grace Davison introduit un nouveau terme dénommé ‘’ hauteur du lit perdu ‘’
(LBH) pour tenir compte de la réduction de la charge
30
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(III.10)
6-Calcul de la hauteur totale du lit
La hauteur totale du lit devient donc :
(III.11)
7-Calcul de la quantité totale du tamis moléculaire.
md
(III.12)
A : coupe transversale (ou section) de la colonne.
8-Calcul des pertes de charge
La perte de charge est estimée en régime turbulent (Re<100) selon l’équation
d’ERGUN :
(III.13)
: Perte de charge par unité de hauteur d’absorbeur (Psi/ft)
: Viscosité dynamique du gaz en cP (1Poise=kg/sm)
: Vitesse du gaz en (ft/min)
: Masse volumique du gaz en (lb/ft3)
Ces calculs ne prennent pas en considération les pertes de charge à travers les
billes de céramique, donc on prend une valeur supplémentaire de 10% alors on
aura :
(III.14)
Pour le calcul des pertes de charge en cas de régénération on utilise les mêmes
équations sauf que le débit du gaz de régénération et la température changent.
9-Calcul de la quantité de chaleur lors de la régénération
A/Phase de chauffage :
La quantité totale de chaleur fournie pour la phase de chauffage de déshydrateur
plein entre la température Ti et la température Tf est la somme des quantités de
chaleur suivantes :
Q1 : Quantité de chaleur de chauffage du tamis moléculaire
Q1=(mCp)tamis(Tf -Ti)
(III.15)
Q2 : Quantité de chaleur de chauffage des billes en céramique
31
Procédés de traitement du gaz
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Q2=(mCp)billes(Tf -Ti)
(III.16)
Q3 : Quantité de chaleur de chauffage de la colonne métallique
Q3=(mCp)colonne(Tf -Ti)
(III.17)
Q4: Quantité de chaleur de désorption et de chauffage de l’eau
Q4=(mCp)eau(Tf -Ti)+m(eau)∆H(désorption/eau)
(III.18)
Q5: Quantité de chaleur de désorption et de chauffage des hydrocarbures
Q5=(mCp)H.C(Tf -Ti)+m(H.C)∆H(désorption/H.C)
(III.19)
On note que la masse des hydrocarbures désorbés constituent 10% de la masse
de l’eau désorbée :
m(H.C) = 0,1 m(eau)
(III.20)
Q6: Quantité de chaleur perdue vers l’extérieur, elle est estimée à 10% de la
somme des autres quantité de chaleur :
Q6= 0,1(Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5)
(III.21)
Donc la quantité de chaleur reçue du gaz chauffant est la somme de toutes les
quantités de chaleurs de Q1 à Q6 :
QChauffage= 1,1(Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5)
(III.22)
La quantité de chaleur cédée par le gaz chauffant est la même quantité reçue par
l’adsorbeur en régénération en valeur absolue mais de signe négatif :
Q Gaz Chauffant = -Q Absorbeur = -1,1(Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5)
(III.22)
Q Gaz Chauffant = Q Cédée =(mCp)Gaz Chauffant(Tf –TH)<0
(III.23)
On peut tirer le débit du gaz de régénération qui est à une haute température (TH)
en combinant les relations (III.22) et (III.23) et en divisant par le temps de
régénération:
é é é
é é é
–
(III.24)
A/Phase de refroidissement :
Pendant la phase de refroidissement de Tf à Ti , l’adsorbeur ne contient que le
tamis et les billes en céramique dans sa colonne métallique, alors il faut éliminer du
bilan les quantités de chaleur de désorption de l’eau et des hydrocarbures, et il faut
négliger la quantité de chaleur échangée avec l’extérieur. Le bilan sera établi
seulement avec les quantités de chaleur cédées par la colonne métallique, les
billes en céramique et le tamis moléculaire, alors il vient :
Q Gaz froid = - (Q1 + Q2 + Q3) =(mCp)Gaz froid(Ti –Tf)
32
(III.25)
Procédés de traitement du gaz
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On peut tirer le débit du gaz de refroidissement en divisant sa masse tirée de la
relation (III.25) par le temps de refroidissement :
–
33
(III.26)
Procédés de traitement du gaz
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EXERCICES
Exercice /01 (Questions de cours)
1/ C’est quoi une décarbonatation du gaz naturel ?
2/ Citer comme exemple 2 absorbants utilisés dans la décarbonatation.
3/ Pourquoi on n’élimine pas l’azote (N2) du gaz naturel ?
4/ C’est quoi un gaz sale ?
5/ Pourquoi on n’utilise pas le charbon actif dans la déshydratation du gaz ?
6/ Pourquoi la régénération du tamis moléculaire ce fait par un gaz chaud dans
l’adsorbeur du bas vers le haut ?
7/ Pourquoi doit-on éliminer le soufre et les composés soufrés avant la
déshydratation ?
8/ Pourquoi on installe des filtres de poussière avant l’adsorbeur ?
9/ Donner le nom de 3 adsorbants d’eau connus.
10/ Comment choisir entre 2 gaz naturels différents ?
11/ Pourquoi la quantité de chaleur lors du chauffage d’un adsorbeur d’eau à tamis
moléculaire
est
supérieure
à
la
quantité
de
chaleur
extraite
lors
du
refroidissement ?
12/Pourquoi le refroidissement de l’adsorbeur à tamis moléculaire se fait-il par un
gaz traité (déshydraté) et ne contient pas de gaz acides ?
13/La perte de charge linéaire dans l’adsorbeur, est-elle fonction de la température
ou non ? Justifier votre réponse.
14/ Pourquoi la vitesse maximale du gaz riche est limitée ?
15/Un gaz riche contient :( H2S, C02, H2O), citer par ordre en quelques lignes les
traitements nécessaires et les produits utilisés dans chaque traitement.
16/Dans quel appareil effectue t- on les opérations suivantes :
A/Refroidir le gaz pour l’utiliser dans le refroidissement de l’adsorbeur?
B/ Chauffer le gaz pour l’utiliser dans la régénération de l’adsorbeur?
C/ La décarbonatation du gaz ?
D/ La désulfuration du gaz.
34
Procédés de traitement du gaz
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Exercice /02
Le gaz du gisement de Hassi-R'mel se compose moyennement des gaz indiqués
dans le tableau suivant :
Composé
% molaire
% massique
Masse
molaire
(g/mol)
N2
5,0
(H2O)v
CO2
0,4
CH4
78,0
C2H6
7,8
C3H8
2,6
C4H10
1,4
C5H12
3,6
Total
100
1-/ Compléter le tableau.
2-/ Calculer dans les conditions Normales de (P et T) la masse volumique de ce
mélange gazeux si on accepte que ce mélange gazeux ne se comporte pas
comme un gaz parfait et que le facteur de compressibilité Z=0,8
3-/ Maintenant le mélange est considéré comme un gaz parfait, Quelle sera cette
masse volumique dans les conditions suivantes:
A/ (P = 1atm, T = 25°C)
B/ (P = 2,5atm, T = 0°C)
C/ (Conditions du gisement P = 100kg/cm2, T = 200°C)
La constante des gaz parfaits : R = 8,32j/mol.K = 0,082 L.atm/mol.K
4-/ La pression partielle de la vapeur d’eau associé au gaz est de 0.6
atm , trouver la pression
Totale du mélange, en déduire la pression partielle de CO 2.
35
Procédés de traitement du gaz
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Exercice /03
Soit la réaction : C(s) + 2H2O (g)
CO2(g) +2H2(g)
Calculer la chaleur de réaction à pression constante à 25°c et à
300°C si
on donne:
∆Hf °(H2O (g)) = -242 Kj/mol , ∆Hf °(CH4 (g)) = -75 Kj/mol ,
∆Hcomb °(CH4 (g)) = -803.4Kj/mol.
Cp( C(s)) = 8.65j/molK , Cp(H2O (g)) = 35,5j/molK ,
Cp(H2(g)) = 28.85j/molK; Cp(CO2 (g)) = 25.5j/molK.
On accepte que la combustion du méthane CH 4 (g) donne du CO2(g) et de H2O (g)
Exercice / 04
1-Ecrire les réactions de la combustion totale à 25°C du benzène C6H6 et du
toluène C7H8.
2-Calculer le pouvoir calorifique supérieur à 25°C en Kcal/Kg pour le benzène C6H6
et pour le toluène C7H8.
On donne à 25°C : ΔH Condensation (H2O)v = -588 cal/Kg
Le pouvoir calorifique inférieur (PCI) du benzène = -9595 cal/Kg
Le pouvoir calorifique inférieur (PCI) du Toluène = -9686 cal/Kg
Exercice / 05
Le gaz du gisement de Brides ( Gassi-Touil ) est composé selon le tableau suivant
Composants
% molaire
% massique
Masse
Débit massique
molaire
(kg/h)
(g/mol)
N2
0,82
CO2
8,24
CH4
89,91
C2H6
0,79
C3H8
0,06
i-C4H10
0,01
n-C4H10
0,03
i-C5H12
0,07
i-C5H12
0,07
Total
100
108353
36
Procédés de traitement du gaz
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1-/ Compléter le tableau.
2-/ Ce gaz alimente un Absorbeur qui élimine le gaz carbonique (CO 2) par une
solution de Mono éthanol amine (MEA = Absorbant) dissoute dans l’eau à 20%
massique ne contenant pas de (CO 2). L’absorbeur travaille dans les conditions
suivantes : (P = 60 atm, T = 25°C)
- Calculer la pression partielle de (CO2) en mmHg.
*
*
- Trouver le débit molaire total du gaz riche N GR
, en déduire le débit molaire NCO
2
dans le gaz riche.
N co* 2 (absorbé)
*
- Utiliser le taux d’absorption TA  *
pour trouver le débit molaire N MEA
N MEA ( pauvre)
pauvre, on accepte que le Pourcentage molaire de CO2 dans le gaz pauvre est de
0.3%.
- Calculer dans les conditions opératoires la masse volumique de ce mélange
gazeux si on accepte que son facteur de compressibilité Z=0.89
3- Calculer le diamètre de l’absorbeur en utilisant l’équation : DA 
avec QV le débit volumique du gaz riche, et Vmax  75
Qv
0.7854Vmax
 A  G
, et que la densité
G
moyenne de la solution d’amine d A  0.982 .
4- Calculer le nombre de plateaux
de l’absorbeur en utilisant l’équation :
Y 
Log  S 
 YE 
NP 
Log1  E 
Avec YS et YE respectivement le rapport molaire de CO2 dans le gaz pauvre et
dans le gaz riche et (E = 0.127) constante des clapets.
La constante des gaz parfaits : R = 8,32j/mol.K = 0.082 L.atm/mol.K
37
Procédés de traitement du gaz
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Exercice / 06
Un gaz associé provenant d’un gisement Saharien est composé selon le tableau
suivant :
%
Composants
% molaire
N2
0,73
CO2
7,23
CH4
90,00
C2H6
1,80
C3H8
0,06
i-C4H10
0,02
n-C4H10
0,02
i-C5H12
0,07
i-C5H12
0,07
Total
100
Débit
Masse molaire massique
massique
(g/mol)
(kg/h)
110500
1-/ En vue d’éliminer le gaz carbonique (CO2) par absorption dans une solution de
Mono éthanol amine (MEA = Absorbant) dissoute dans l’eau à 15% massique
contenant :
( 0.1 moles de (CO2)/moles de MEA).
L’absorption s’effectue dans les conditions suivantes :
(P = 12,2 bars, T = 25°C)
- Compléter le tableau.
- Calculer la pression partielle de (CO2) en mmHg.
*
*
- Trouver le débit molaire total du gaz riche N GR
, en déduire le débit molaire NCO
2
dans le gaz riche.
N co* 2 (absorbé)
*
- Utiliser le taux d’absorption TA  *
pour trouver le débit molaire N MEA
N MEA ( pauvre)
pauvre, on accepte que le Pourcentage molaire de CO 2 dans le gaz pauvre est de
0.3%.
- Calculer dans les conditions opératoires la masse volumique G (kg / m3 ) de ce
mélange gazeux si on accepte que son facteur de compressibilité Z=0.9
38
Procédés de traitement du gaz
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2 - Calculer le diamètre de l’absorbeur en utilisant l’équation : DA (m)  1.284
avec
QV
le
Vmax (m / s)  2.08.10 2
débit
volumique
970  G
.
G
du
gaz
riche
Qv
Vmax
en (m3 / s) ,
et
3- Calculer le nombre théorique de plateaux de cet absorbeur en utilisant
Y 
l’équation : N P  7.3627 ln  S  , avec YS et YE respectivement le rapport molaire
 YE 
de CO2 dans le gaz pauvre et dans le gaz riche. Quel est le nombre réel de
plateaux si l’efficacité du plateau est 0,8 ?
En déduire la hauteur H de l’absorbeur si la distance entre deux plateaux
successifs est h=40cm
La constante des gaz parfaits est: R = 8,32j/mol.K = 0,082 L.atm/mol.K
Exercice / 07
Le gaz
associé du GPL2/Hamra (HMD) de la section de déshydratation est
composé
selon le tableau suivant :
Masse molaire (g/mol)
Composants
% molaire
H2O
0,0753
N2
2,6347
CO2
1,42
CH4
69,52
C2H6
17,63
C3H8
5,58
i-C4H10
0,56
n-C4H10
1,63
n-C5H12
1,47
i-C5H12
0,38
Total
100
39
Procédés de traitement du gaz
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I- La pression totale de ce gaz associé est de 97,3 bars et sa température est de
T= 56°C.
Le débit volumique du gaz à l’entrée du sécheur est 362003m3/h.
L’adsorbant utilisé dans le sécheur est le tamis moléculaire de type (4A°), de
masse volumique 740kg/m3, avec un diamètre moyen de particules Dp = 3,17mm.
Le diamètre intérieur de la colonne d’adsorption est de 2.6m.
- Compléter le tableau.
- Calculer la densité ( d g ) de ce mélange gazeux par rapport à l’air.
- Trouver le facteur de compressibilité ( Z ) du
gaz, en déduire sa masse
volumique  g en lb/ft3.
La constante des gaz parfaits est : R = 10,73 psi.ft3/lb.°R
II- la vitesse superficielle du gaz est donnée selon une relation empirique par :
Vg 
GTZ
(ft/min) avec : T (°R) , P(psi) , G (lbgaz/h.ft2 ) étant la vitesse massique
162 Pd g
du gaz.
G  3600 1.06 g  s Dp ,  S étant la masse volumique de l’adsorbant (lb/ft3). Dp en
(ft).
-
trouver la valeur de chacune de ces vitesses.
Vérifier la valeur du diamètre de la colonne en utilisant la formule suivante :
D5
QZT
(ft). Avec Q : (débit volumique du gaz en MMFt3/day).
2 PVg
III- Une autre relation empirique calcule l’épaisseur métallique du déshydrateur en
(in) :
D
2
E
, P ( psi) , S ( contrainte maximale du métal = 18900 psi. , calculer E
S  0.6 P
P.
en mm.
40
Procédés de traitement du gaz
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Exercice / 08
Pour établir un bilan d’énergie pour un déshydrateur à tamis moléculaire durant la
phase de régénération et celle du chauffage, les données nécessaires sont
présentées dans le tableau suivant :
Tamis
Billes
moléculaire
céramiques
métallique
41955
7142
186510
4770
0,24
0,25
0,12
Ti (°F)
132,8
132,8
Tf (F°)
378
378
Masse
en Colonne
H2O
H/C
Gaz de Gaz
régén…
refroidiss..
477
mrég
mref
1
0,91
0,72
0,72
132,8
132,8
132,8
500
104
378
378
378
428
132,8
(lb)
Cp
de
(Btu/lb°F)
1- Calculer la quantité de chaleur en (Btu) et qui est absorbée par :
a- les molécules du tamis moléculaire
b- les billes en céramique
c- la colonne métallique et ses accessoires
d- l’eau et les hydrocarbures désorbés sachant que leurs énergies de
désorption sont respectivement : 1800 Btu/lb et 342 Btu/lb
2- Calculer le débit du gaz de régénération si le temps de régénération est de
3,5h, on accepte que les pertes thermiques vers l’extérieur constituent 10%
de l’énergie totale cédée par le gaz chauffant.
3- En déduire le débit du gaz de refroidissement si le temps de régénération
est de 2h
41
Procédés de traitement du gaz
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Exercice / 09
Un gaz associé provenant d’un gisement biochimique est composé de :
Composants gazeux
% molaire
H2S
1,40
(H2O)V
1,40
CO2
1,40
CH4
70,00
C2H6
17,00
C3H8
5,55
i-C4H10
1,55
n-C4H10
1,70
Total
100
Masse molaire (g/mol)
Le débit massique de ce gaz est de 105 kg/h. Ce gaz doit subir les traitements
suivants :
A/ Désulfuration+ décarbonatation par absorption à :
(P = 15 bars, T = 25°C) en présence d’une solution de 20% massique de DEA.
1- Compléter le tableau
2- Calculer le débit molaire du gaz riche.
3- En déduite le débit molaire et la pression partielle pour : (H2S), (CO2) et
(H2O)V.
4- On accepte que le taux d’absorption de
(CO 2)
soit égal
au taux
d’absorption de (H2S) par la DEA et qui est de 80% mol de(CO2)/mol DEA,
Quel est le débit massique total de DEA (pure) nécessaire pour absorber
totalement le (CO2) et le (H2S) ?
On donne: H = 1g/mol, O = 16 g/mol, S = 32 g/mol, Al = 27 g/mol, DEA = 105
g/mol.
B/ Déshydratation par adsorption en présence de l’alumine activée (Al 2O3).
Dans ce traitement, le gaz désulfuré et décarbonaté est comprimé jusqu’à : 60 bars
et 50°C avant d’entrer dans l’adsorbeur.
1- Calculer la nouvelle pression partielle de l’eau dans ce gaz riche.
2- On accepte que le taux d’adsorption est de : 0,8 mol(H2O)/mol (Al2O3),
qu’elle est la masse de l’adsorbant (Al2O3) utilisée par heure pour adsorber
totalement l’eau présente dans le gaz ?
42
Procédés de traitement du gaz
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BIBLIOGRAPHIE
1. X. NORMAND leçons sommaires sur l’industrie de raffinage Edition Technip,
Paris 1976.
2. P. Wuithier Raffinage et Génie chimique Edition Technip Paris 1972.
3. R.F. Golstein et A.L. Waddams The petroleum chemical industry E and F.N
Spon London 1967.
4. Cours de raffinage et pétrochimie de l’I.A.P/ Boumerdes 1986.
5. P.R. Bauquis et E. Bauquis ; Pétrole et gaz naturel. Edition technip 2005.
6. P. George ; Pétrole, gaz naturel et pétrochimie dans le monde. Anale de
géographie. 1959.
7. A. Rojey, B. Durand, C. Jaffret, S. Jullan et M. Valais ; le gaz naturel,
production, traitement et transport. Edition Technip 1994.
8. J.L. Humphrey et G.E. Keller ; procédés de séparation. Edition techniques
sélection dimensionnement. 2001.
9. Manuel opératoire de déshydratation du gaz. Sonatrach 2007.
10. J.Toth ; Adsorption theory, modeling and analysis. Edition Hardcover. 2002.
11. P.Ozil; Adsorption dynamique sur tamis moléculaire en lit fixe. Ecole
supérieure d’électrochimie et d’électrométallurgie. 1974.
12. M. Guisnet et F.R. Ribeiro ; Les zéolithes nano mande au service de la
catalyse. Edition Dunod. 2006.
13. A. Charreau et R. Cavaillé ; Séchage appareillage et choix d’un procédé.
Techniques de l’ingénieur. 1988.
43
Procédés de traitement du gaz
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Annexes
Tableau (1) : Comparaison des propriétés des adsorbants courants
Alumine
Silica gel
Principaux composants
activée
(gel de silice)
SiO2
-
99.8%
40-42%
AI2O3
99%
-
33-36%
surface spécifique (m²/g)
300-350
750
700-800
Volume des pores (ml/g)
0.35
0.43
0.30
40
22
3A°-4A°-5A°-10A°
170-200
200-270
200-300
Diamètre moyen des pores
(Angstrom)
Température
moyenne
de
régénération C°
Capacité d’adsorption de l’eau
à
des
températures
ambiantes en
Tamis moléculaire
22
19
42
(Kg d’eau/100Kg adsorbant)
44
type 4A°
21.5
type 5A°
28.5
type 13X
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Tableau (2)- Séquences de régénération
ETAPE
SEQUENCE
TEMPS
en min
1
Fermeture vannes d’adsorption entrée et sortie du sécheur
1
2
Ouverture vannes de régénération entrée et sortie du sécheur
1
3
Ouverture vannes de sortie des réchauffeurs
AUTO,SV=1800C
FV201 MAN ---->AUTO, Ouverture
FV202 AUTO---->MANU, Fermeture
5
4
Fermeture vanne de by-pass des sécheurs XV214
1
5
Chauffage suivant une rampe ascendante
TC 205 Cas , SV =1800C -------> 2750C
20
6
Chauffage avec température constante 2750C
TC 205 AUT
126
7
Chauffage suivant une rampe ascendante
TC 205 Cas, SV=2750C----->2000C
15
8
Fermeture vanne de sortie des réchauffeurs
TC205----->MAN,TV 205 Fermée
Fermeture FV 201
Ouverture FV202, MANU ----->AUTO
5
9
Ouverture vanne de by-pass des sécheurs XV214
71
10
Attente
1
11
Fermeture vannes de régénération entrée et sortie du
1
sécheur
12
Fermeture vannes d’adsorption entrée et sortie du sécheur
1
13
Ouverture vannes d’adsorption entrée et sortie du sécheur
1
45
TC205
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Tableau (3) – diamètre critiques de certaines molécules
MOLECULE
DIAMETRE CRITIQUE ( A0 )
Hydrogène
Acétylène
Oxygène
Monoxyde de carbone
Dioxyde de carbone
Azote
Eau
Ammoniac
Sulfure d’hydrogène
Méthane
Ethylène
Ethane
Méthanol
Ethanol
Mercaptan méthylique
Propane
Propylène
Mercaptan éthylique
Butène
1,3 Butadiène
Chlorodifluoromèthane R-12
Thiophène
I-Butane à i-C22 H46
Dichlorodifluoromèthane (R-12)
Cyclohexane
Benzène
Toluène
p-xylène
m-xylène
o-xylène
Triéthyleamine
2.4
2.4
2.8
2.8
2.8
3.0
2.8
3.6
3.6
4.0
4.2
4.4
4.4
4.4
4.5
4.9
5.0
5.1
5.1
5.2
5.3
5.3
5.6
5.7
6.1
6.7
6.7
6.7
7.1
7.4
8.4
46
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