Optimisation d'un procédé de traitement de gaz naturel.

République Gabonaise

Union - Travail - Justice

Ministère de l'Enseignement Supérieur Ministère des Mines, du Pétrole

et de la Recherche Scientifique et des hydrocarbures

Année académique 2014 - 2015

MEMOIRE EN VUE DE L'OBTENTION

DU DIPLÔME DE LICENCE PROFESSIONNELLE
EN EXPLOITATION PÉTROLIÈRE

OPTIMISATION D'UN PROCÉDÉ DE

DÉSHYDRATATION DE GAZ NATUREL

Présenté par :

Nicolas SAULET LOMBE

II

INSTITUT SUPERIEUR D'INGENIERIE

Mémoire de fin de cycle sur le thème :

OPTIMISATION D'UN PROCÉDÉ DE DÉSHYDRATATION DE GAZ NATUREL

Dans le cadre de la validation de la formation de :

Bachelor Production Pétrolière

Cas du site de production pétrolière :
Torpille Marine - Total Gabon

Réalisé par :

Nicolas SAULET LOMBE

Le lundi 05 octobre 2015

III

IV

REMERCIEMENTS

" Cette formation a nécessité tout au long de sa durée l'aide et le soutien de plusieurs personnes auxquelles il me semble opportun de témoigner toute ma reconnaissance.

Je tiens, de ce fait, à remercier dans un premier temps, toute l'équipe pédagogique de l'Institut Supérieur d'Ingénierie (ISI), et les différents intervenants professionnels de la formation - notamment Messieurs Honoré GNANGA, Neron NGANDZA, Charles MISSO, Jean-Pierre MBOUMBA SANGHANY, David PONO RAFEMO, etc... - pour avoir assurés la partie théorique de celle-ci. Messieurs, votre disponibilité et vos conseils m'ont vraiment permis de progresser sans cesse et d'orienter ma curiosité technique.

Je poursuivrai en remerciant également l'encadrement administratif : Mesdames Vick MOUKETOU, Armelle MOUBAGHOU, Lidvine DONGO, Messieurs Cyriaque ONDO ASSOUMOU, Béranger NZENGUE, qui ont sus chacun à leur niveau, créer un cadre propice à mon apprentissage.

D'autre part, je tiens à remercier tout particulièrement l'entreprise Total Gabon, qui a su m'offrir un environnement fonctionnel pour appliquer mes connaissances. Je citerai entre autres Messieurs Alexis OYEMBO, Urphée LOUEMBET, Boris ANGUILE, Armand BIDJOGO, Marc MBINGT MOCTAR, Paul NDONG EDOU, etc... Il m'est de ce fait important d'exprimer toute ma gratitude à l'ensemble de leur personnel pour leur accueil sympathique, leur coopération professionnelle; mais surtout l'expérience enrichissante et pleine d'intérêt qu'ils m'ont fait vivre durant ces mois. C'est grâce aux missions que l'on m'a confiées que j'ai su orienté mon domaine de connaissances et de compétences qui me sera, à n'en point douter, utile dans ma vie professionnelle future.

Merci Mesdames et Messieurs pour m'avoir intégré rapidement au sein de l'entreprise et m'avoir accordé toute votre confiance et consacré tout ce temps tout au long de cette période, sachant répondre à toutes mes interrogations. Ainsi que tout ceux qui, même sans être mentionnés ici, ont participé de près comme de loin à l'accomplissement de cet ouvrage.

Je ne terminerai pas tout ceci sans adresser un regard particulier à ma famille qui a su me témoigner tout le soutien moral inconditionnel et la motivation nécessaires pour accomplir cet ouvrage. "

Nicolas SAULET

V

« Je dédie ce modeste ouvrage à mon petit ange XAVIER SAULET Léa Divine »

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AVANT - PROPOS

L'Institut Supérieur d'Ingénierie (ISI), dont le pôle scientifique a été délocalisé à Port-Gentil au Gabon, forme des ingénieurs dans différents domaines techniques tels que l'exploration et la production pétrolière.

L'institut est reconnu d'utilité publique sur le territoire gabonais depuis novembre 2012 sous l'arrêté n°00646/MENESTFPCJS relatif aux prestations de service d'enseignement de formation et de recherche par établissement privé d'enseignement supérieur.

Le présent document est un mémoire de fin de cycle. Il est rédigé en vue de l'obtention du diplôme de licence professionnelle dans la discipline d'ingénierie pétrolière. Il est le fruit d'une étude de trois mois effectuée au sein du site d'exploitation pétrolière offshore de Torpille de l'entreprise Total Gabon. Il vise ainsi l'optimisation du procédé de traitement de gaz naturel du site de Torpille Marine de l'entreprise Total Gabon.

La méthodologie envisagée est basée sur le modèle d'évaluation des procédés des bureaux d'études. Une modélisation à partir de différents modèles thermodynamiques d'un simulateur industriel sert de référence au projet.

L'opérabilité et la sécurité de l'unité constituent les principaux axes de réflexion retenus. Cependant, de manière à rester succinct, la maintenabilité du procédé - point crucial de toute amélioration de procédés industriels - n'est pas abordée dans le présent compte rendu.

Ce mémoire ne prétend pas traiter de manière exhaustive tous les axes de réflexion, mais pourrait servir de support à des études plus spécifiques.

VII

RÉSUMÉ

Le gaz naturel est un combustible fossile composé d'un mélange d'hydrocarbures, présent naturellement dans des roches poreuses, sous forme gazeuse. À sa sortie des puits, il n'est pas directement utilisable avant qu'il ne soit traité et débarrassé de ses constituants indésirables. Le traitement du gaz naturel consiste à séparer au moins partiellement certains des constituants présents à la sortie des puits tels que l'eau, les gaz acides et les hydrocarbures lourds.

Les hydrates - cristaux solides qui se forment lorsque les molécules de gaz se trouvent en présence d'eau dans les conditions de pressions et de températures les plus usuelles en production - constituent le problème majeur dans la production et le transport du gaz naturel. Le rôle essentiel de l'unité de déshydratation de gaz du site de Torpille est de séparer la partie liquide (condensats + eau) de la partie gazeuse (gaz humide).

L'objectif principal de ce travail, est de fournir des propositions d'optimisation du procédé existant de déshydratation de gaz naturel du site de Torpille en se basant sur le simulateur Invensys PRO/II®. Le but ici, étant de fiabiliser les installations de traitement en renforçant leur sécurité et leur opérabilité. La finalité du projet est de revoir la compression de gaz HP du site, pour en faire le « hub » de la compression de gaz offshore. Toutefois, dans un contexte de « cash-flow » tendu pour l'entreprise Total Gabon, les travaux sont à prévoir selon un objectif de CAPEX minimum.

Les simulateurs de procédés utilisés classiquement dans l'industrie, peuvent être considérés comme des modèles de connaissance. Ils sont basés sur la résolution de bilans de masse et d'énergie, des équations d'équilibres thermodynamiques, etc... ; Et sont à même de fournir l'information de base pour la conception. Ils sont principalement utilisés pour la conception de nouveaux procédés (dimensionnement d'appareil, analyse du fonctionnement pour différentes conditions opératoires, optimisation), pour l'optimisation de procédés existants et l'évaluation de changements effectués sur les conditions opératoires.

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SIGLES & ABRÉVIATIONS

· AGM : Anguille Marine

· BDM : Baudroie Marine

· BDNM : Baudroie Nord Marine

· BDV : Blow Down Valve

· BSM : Baliste Marine

· BSW : Basic Sediment Water

· CA : Colonne d'Absorption

· DDM : Demande De Modification

· DG / DI : Détection Gaz / Détection Incendie

· DS : Drum Strainer

· ESD / SD : Emergency Shut Down / Shut Down

· ESP : Electric Submersible Pump

· FCW : Full Control of Well

· GIM : Girelle Marine

· GRM : Grondin Marine

· GTI : Grands Travaux d'Intégrité

· HP : Haute Pression

· HYM : Hylia Marine

· LCV / LDCV : Level Control Valve / Level Differential Control Valve

· MAP : Manque À Produire

· PAM : Pageau Marine

· PC / PCI / PCS : Pouvoir Calorifique / Pouvoir Calorifique Inférieur / Pouvoir Calorifique Supérieur

· PCH : Pressure Casing Head (pression en tête du cuvelage du puits)

· PFC : Plate-Forme Centrale

· PFD : Process Flow Diagram

· PH : Potentiel Hydrogène

· PID : Piping & Instrumentation Diagram

· Qgl : Débit d'injection gas-lift

· QHA : Débit de production d'huile anhydre

· QHH : Débit de production d'huile hydratée

· SERTERE : Société d'Études et de Réalisations Techniques pour l'Exploitation des Ressources Énergétiques

· SPAEF : Société des Pétroles de l'Afrique Équatoriale Française

· SNCC : Système Numérique de Conduite Centralisée

· TAG : Turbine À Gaz

· TEG : TriÉthylène-Glycol

· TNEM : Torpille Nord-Est Marine

· TRM : Torpille Marine

· TXT : Texsteam : pompe pneumatique fabriquée par ladite société

· VNM : Vanneau Marine

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TABLE DES ILLUSTRATIONS

I - LISTE DES FIGURES

Figure 1.1 : Courbe de formation d'hydrates 13

Figure 1.2 : Domaine de fonctionnement de l'ouvrage 14

Figure 2.1 : Plan topographique du site de Torpille 19

Figure 2.2 : Hiérarchie organisationnelle du site TRM 23

Figure 2.3 : PFD colonne de déshydratation gaz .. 25

Figure 2.4 : Schéma de principe de la colonne de déshydratation 26

Figure 2.5 : PFD flash tank glycol DS504 27

Figure 2.6 : Schéma de principe du flash tank DS 504 28

Figure 2.7 : PID unité SERTERE UB406 .... 30

Figure 2.8 : Logigramme de sécurité de l'unité SERTERE 33

Figure 3.1 : Interface graphique du simulateur PRO/II® 35

Figure 3.2 : Procédure de simulation PRO/II® 39

Figure 3.3 : Flowsheet unité SERTERE 40

Figure 3.4 : Unités de mesure unité SERTERE 40

Figure 3.5 : Définition des unités de mesure 41

Figure 3.6 : Sélection des composants du flux traité 41

Figure 3.7 : Complément des flux de simulation . 42

Figure 3.8 : Propriétés spécifiques du TEG 42

Figure 3.9 : Modèle thermodynamique de simulation 43

Figure 3.10 : Exécution de la simulation 43

Figure 3.11 : Schéma d'optimisation unité SERTERE 50

Figure 3.12 : Grafcet de démarrage unité SERTERE . 51

Figure 3.13 : Épingle électrique BGHE 4301 53

II - LISTE DES PHOTOGRAPHIES

Photo 2.1 : Vue aérienne du complexe central du site TRM 17

Photo 3.1 : Vue de profil unité SERTERE 52

III - LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1.1 : Statut des champs du secteur Torpille 11

Tableau 2.1 : Plates-formes & puits du site TRM en 2015 18

Tableau 2.2 : Chiffres de production du site de TRM en 2005 21

Tableau 2.3 : Fonctionnement des organes de contrôle et de régulation 31

Tableau 3.1 : Conditions opératoires actuelles unité SERTERE 44

Tableau 3.2 : Résultats des tests effectués sur l'unité de déshydratation .... 47

Tableau 3.3 : Composition des gaz associés TRM & AGM 48

Tableau 3.4 : Upgrade de l'unité de déshydratation : estimation des « manhours » .... 46

Tableau 3.5 : Upgrade de l'unité de déshydratation : estimation des coûts ..... 46

X

SOMMAIRE

Introduction 1

Première partie : Introduction au traitement de gaz naturel 4

Chapitre I : Le gaz naturel 5

Chapitre II : Hydrates de gaz 12

Deuxième partie : Description du procédé de déshydratation de gaz 16

Chapitre I : Présentation du complexe de Torpille Marine 17

Chapitre II : Présentation du procédé de déshydratation 24

Troisième partie : Optimisation du procédé de déshydratation de gaz naturel 34

Chapitre I : Simulation de l'unité SERTERE 35

Chapitre II : Optimisation du procédé 45

Conclusion 55

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

INTRODUCTION

Le gaz naturel représente aujourd'hui plus de 20% de la consommation énergétique globale, contre 40% pour le pétrole brut. C'est la troisième source d'énergie consommée dans le monde, après le pétrole et le charbon. Son rendement énergétique élevé et ses avantages environnementaux, le rangent parmi les énergies dites « propres ».

Au Gabon, le gaz naturel prend une place de plus en plus importante dans le secteur énergétique - les réserves prouvées étant estimées à près de 32,59 milliards de mètres cubes en 2008. Le pays s'est, de fait, récemment lancé dans une nouvelle forme de valorisation de ses ressources, avec la transformation locale du gaz naturel.

Les contraintes techniques de production, de traitement et surtout de transport du gaz naturel, restent toutefois élevés, et représentent un handicap. En effet, le gaz naturel à sa sortie des puits, n'est pas directement utilisable, avant qu'il ne soit traité et débarrassé de ses constituants indésirables. Le traitement du gaz naturel consiste alors à séparer au moins partiellement certains des constituants présents à la sortie des puits tels que l'eau, les gaz acides et les hydrocarbures lourds.

Les hydrates - cristaux solides qui se forment lorsque les molécules de gaz se trouvent en présence d'eau dans les conditions de pression et de température les plus usuelles en production - constituent le problème majeur dans la production et le transport du gaz naturel. En effet, la formation d'hydrates dans un ouvrage, conduit très rapidement à l'obstruction totale des tuyauteries ou des appareils, et à l'interruption pure et simple de la totalité de la production. La remise en service des installations, ne peut intervenir qu'après leur disparition ; disparition qui peut demander plusieurs heures à plusieurs jours, et nécessiter des opérations coûteuses de décompression et d'injection d'inhibiteurs d'hydrates.

Pour pallier à ce problème, on doit éviter que des condensations d'eau se produisent dans l'ouvrage, c'est-à-dire, déshydrater le gaz en amont de l'installation, ou faire prévaloir dans celle-ci, des conditions de pression et de température telles que les hydrates ne puissent se former ou, enfin, si la présence d'eau dans l'ouvrage ne peut être évitée, inhiber celle-ci par un inhibiteur d'hydrates (méthanol ou glycol par exemple).

Le rôle essentiel d'une unité de déshydratation de gaz, est de séparer la partie liquide (condensats + eau) de la partie gazeuse (gaz humide). Celles-ci doivent être ainsi dissociées dans le but de faciliter le transport et le stockage, d'une part, et la commercialisation de ces produits en tant que produits finis ou semi-finis d'autre part.

2

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

La plate-forme de Torpille Marine (TRM), opérée par TOTAL E&P GABON, est équipée d'une unité de déshydratation de gaz naturel par triéthylène-glycol (ci-après désigné TEG ou glycol). Cette unité, fournie par la société SERTERE et mise en service en 1986, a été le théâtre de plusieurs incidents de sécurité à haut potentiel de risque. De plus, la capacité de l'unité à accompagner le dégoulottage de la chaîne gaz est incertaine.

La problématique de l'optimisation du traitement du gaz offshore de Total Gabon est double :

? Manque de fiabilité de la compression (approvisionnement) et du traitement actuels, d'où des Manques À Produire (MAP) ;

? Programme en cours de réduction du brûlage de gaz offshore du Gabon, d'où d'importantes quantités de gaz à renvoyer à terre : environ 700 kSm³/j en 2017.

Pour satisfaire les objectifs du Groupe de réduction du brûlage de gaz associé, Total Gabon s'est vu dans l'obligation de contraindre sa production dès 2014, afin de limiter le gaz excédentaire à l'entrée de la compression. Les réserves associées au dégoulottage de la compression gaz, viennent donc de la production supplémentaire autorisée par un surcroît de la capacité de compression de gaz associé. Le gaz comprimé, non utilisé pour le gas-lift, est envoyé à terre en vue de sa commercialisation. De plus, le besoin total en gas-lift offshore sera amené à croître dans le futur : augmentation des besoins du Socle, redéveloppements envisagés des champs d'Anguille et de Torpille.

Aussi, le travail d'optimisation du procédé de déshydratation de gaz naturel, dont il est ici question, se divisera en trois principales parties.

La première partie, sera essentiellement théorique. Elle contiendra des généralités sur le traitement du gaz naturel, avec notamment une vue succincte sur les caractéristiques du gaz naturel, ses spécifications technico-commerciales et les procédés de son traitement. Il s'agira également ici de présenter la nature, les modes de formation, et par là même de prévention des hydrates, problème majeur des installations gazières.

La deuxième partie aura pour vocation de décrire le procédé de déshydratation de gaz du site de Torpille. L'occasion ici sera également donnée de présenter le champ de Torpille. Dans la présentation du procédé de déshydratation du site, nous verrons en détail les mécanismes d'absorption d'eau par le glycol, et la régénération de ce dernier. Nous n'oublierons pas de détailler ses mécanismes de supervision et de sécurisation.

3

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Enfin, la troisième et dernière partie de ce mémoire sera consacrée à l'optimisation du procédé à proprement parler. Nous nous attèlerons à modéliser et simuler le procédé existant grâce au logiciel thermodynamique Invensys PRO/II®. L'optimisation du procédé, se basera sur les résultats de sa simulation ; ainsi que la nécessité d'automatiser les processus de démarrage et de marche normale, pour les fiabiliser et les sécuriser.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

PREMIÈRE PARTIE

INTRODUCTION AU TRAITEMENT DE GAZ NATUREL

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

CHAPITRE I Le gaz naturel

Le gaz naturel est un combustible fossile composé d'un mélange d'hydrocarbures, enfoui naturellement dans des roches poreuses, sous forme gazeuse. Le gaz naturel et le pétrole brut sont souvent associés et extraits simultanément des mêmes gisements, ou encore des mêmes zones de production. L'exploration (recherche de gisements) et l'extraction du gaz naturel utilisent des techniques à peu près identiques à celles de l'industrie du pétrole. Une grande partie des gisements de gaz connus à travers le monde a d'ailleurs été découverte au cours de campagnes d'exploration dont l'objectif était de trouver du pétrole.

Section 1 : Généralités sur le gaz naturel

Les qualités du gaz naturel sont principalement liées à son bon rendement énergétique et à ses avantages environnementaux : sa combustion n'émet pas de poussières, peu de dioxyde de soufre (SO 2), peu d'oxyde d'azote (NO 2) et moins de dioxyde de carbone (CO 2) que d'autres énergies fossiles. De plus, on peut réduire le volume qu'il occupe en le liquéfiant. Essentiellement composé de méthane, il est incolore et inodore, mais "odorisé" pour être détectable. L'apparition d'une phase liquide dans le gaz naturel dépend des conditions de pression et de température dans le réservoir, et aux conditions de surface. Ce qui conduit à distinguer les différents types de gaz naturel suivants :

? Gaz sec : ne forme pas de gaz liquide (condensats) dans les conditions de production surface.

? Gaz humide : forme une phase liquide au cours de la production dans les conditions de surface, sans qu'il n'y ait de condensation rétrograde dans le gisement.

? Gaz a condensats : forme une phase liquide dans le réservoir lors de la production par condensation rétrograde.

? Gaz associé : Coexistant dans le réservoir avec une phase « huile ». Le gaz associé comprend le gaz de couverture et le gaz dissous.

Section 2 : Spécifications technico-commerciales

2. 1 - Spécifications commerciales

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Plus strictes que les spécifications liées à son transport, les spécifications du gaz commercial sont :

2. 1. 1 - Teneur en H2S : En général de 1.5 à 4 ppm vol. maximum

Sa forte toxicité impose des traitements spécifiques permettant de diminuer sa teneur en fonction des spécifications de transports ou commerciales par le procédé « d'adoucissement ».

Risques de toxicité, en plus du risque d'inflammation lié au gaz naturel, lors de mise à l'atmosphère permanente ou accidentelle.

2. 1. 2 - Soufre total et autres contaminants : Teneurs maximales en

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composés soufrés : de 50 à 150 mg/Smmaximum

Sont aussi considérés comme des impuretés, les composés soufrés qui sont les plus gênants mais aussi l'oxygène, l'azote et même des atomes métalliques tels que le nickel et le vanadium. L'oxygène n'est pas un contaminant naturel du gaz produit mais il apparaît souvent dans les analyses. Son apparition est due aux entrées d'air dans les installations à basse pression. Il peut être corrosif et dans certaines proportions, former aussi un mélange explosif avec le gaz.

2. 1. 3 - Teneur en CO2 : De 2 à 3 % molaire maximum

Le CO2 diminue le pouvoir calorifique du gaz naturel car il ne fournit pas de chaleur de

combustion. Il est donc extrait, généralement lorsqu'il est enlevé en même temps que l'H2S dans différents procédés. Il doit être éliminé quand le gaz doit être refroidi dans certains domaines (essentiellement dans le cas de liquéfaction -GNL) de température (cristallisation

bouchages).

2. 1. 4 - Point de rosée

Point de rosée eau : de l'ordre de -15°C à 70bar ;

Point de rosée hydrocarbure : de l'ordre de - 2 °C à 70 bar.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

2. 1. 5 - Pouvoir calorifique

Pouvoir calorifique inférieur : C'est la quantité de chaleur, que dégage la combustion complète à pression constante (de 1.01325 bar), de 1 kg de combustible liquide ou de 1 m3 de gaz (conditions normales). Les produits de la combustion sont ramenés à la température de 0°C et l'eau provenant de la saturation en eau du combustible est supposée rester à l'état vapeur à cette température.

Pouvoir calorifique supérieur : Même définition que pour le PCI mais l'eau est supposée totalement condensée à 0°C.

2. 2 - Spécifications pour le transport

2. 2. 1 - Point de rosée eau

Il s'exprime en °C pour une pression donnée (ex : - 15°C à 70 bar a). Les problèmes de transport liés à la présence d'eau dans le gaz sont les suivants :

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

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

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

2. 2. 2 - Teneur en hydrocarbure liquide

3

La teneur en condensat s'exprime en g/Sm. Équivalent au point de rosée hydrocarbures

en °C. Ce qui correspond à un point de rosée hydrocarbure de 7 °C à 50 bar. Lorsque l'on est

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

en présence d'un gaz naturel à condensat, on peut avoir des dépôts liquides de condensats dans les conduites. Les « lourds » dans le gaz _(C5+) peuvent condenser dans les lignes de transport en provoquant une réduction de la section de passage du gaz dans les lignes et par conséquence, une augmentation des pertes de charge et des arrêts intempestifs de production. L'indice de Wobbe est utilisé, dans les applications domestiques du gaz, pour déterminer les pressions d'alimentation à appliquer à un injecteur pour conserver la puissance pour des pressions variables.

Il se définit comme le rapport du pouvoir calorifique supérieur (PcS) du gaz (kWh/m3) par la racine carrée de la densité d dudit fluide.

w=

PcS 1d

Section 3 : Bases théoriques du traitement du gaz naturel

3. 1 - Teneur en eau

La teneur en eau peut être déterminée selon deux méthodes et s'expriment généralement en :

? Unités anglo-saxonne: lbs / MMSCF ;

? Unités SI: kg / MMSm3 (15°C / 1 atm.) ou kg / MMNm3 (0°C /1 atm.).

3. 1. 1 - Détermination graphique

L'abaque de MACKETTA (voir annexe 1) est la méthode pratique la plus simple pour une estimation relativement précise de la teneur en eau d'un gaz. Ce diagramme s'applique pour des gaz naturels de densité < 0.8. Un facteur de correction est appliqué pour les gaz dont la teneur en gaz acide est > 2%.

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

3. 1. 2 - Détermination empirique

La détermination se fait soit à l'aide d'un programme de simulation qui utilise des équations d'états tel que Invensys PRO/II® (que nous utiliserons un peu plus loin dans ce document) ; soit en appliquant la corrélation de BUKACEK qui permet de déterminer la teneur en vapeur d'eau d'une façon plus précise & plus facile. La teneur en eau est calculée en utilisant une contribution idéale et un facteur de déviation. En terme d'équation, la corrélation est la suivante:

????????????????????????

????????????

???? = 47484 + ????

????????????????????????

Avec :

log???? =

459,6 + ???? (°????) + 6,69449

-3083,87

Où W représente la teneur en eau en lb/MMCF et t la température en °F.

Cette corrélation n'est vérifiée que pour des températures comprises entre 60 ° et 460 ° C et à une pression de 15 à 10 000 psia. Encore une fois, elle est seulement applicable aux gaz non corrosif. La paire d'équations dans cette corrélation est simple en apparence. La complexité supplémentaire qui manque est qu'il nécessite une estimation précise de la pression de vapeur de l'eau pure.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

3. 2 - Techniques de traitement du gaz naturel

Le traitement du gaz naturel consiste à séparer au moins partiellement certains des constituants présents à la sortie du puits tels que l'eau, les gaz acides, et les hydrocarbures lourds, pour amener le gaz à des spécifications de transport, ou à des spécifications commerciales déterminées. Les procédés de traitement de gaz sont multiples de par le monde, et le choix de l'un d'eux se base sur les critères suivants :

> La qualité de l'effluent brut ;

> Le taux de récupération des hydrocarbures liquides visés ;

> Les spécifications des produits finis ; > Le coût global des investissements.

Certains composants du gaz naturel doivent être extraits, soit pour des raisons imposées par les étapes ultérieures de traitement ou de transport, soit pour se conformer à des spécifications commerciales ou réglementaires. Il peut être ainsi nécessaire d'éliminer au moins partiellement les composants suivants :

> L'hydrogène sulfuré H2S - toxique et corrosif ;

> Le dioxyde de carbone CO2 - corrosif ;

> Le mercure - corrosif pour les équipements fabriqués en aluminium ; > L'eau - conduisant à la formation des hydrates ;

> Les hydrocarbures lourds - condensant dans les réseaux de transport.

Les spécifications à respecter pour le gaz traité sont en général liées, soit aux conditions et spécifications de transport, soit aux conditions d'utilisation (gaz commercial).

Dans le cadre du transport par gazoduc, les spécifications de transport visent à éviter la formation d'une phase liquide, le bouchage des conduites par des hydrates et une corrosion trop importante. On impose dans ce cas, une valeur maximale au point de rosée eau des hydrocarbures, qui dépend des conditions de transport, et peut être par exemple fixée à 0°C, pour éviter tout risque de formation d'une phase liquide par condensation en ligne.

Dans le cadre d'un gaz commercial, les spécifications sont plus sévères et comprennent également une fourchette dans laquelle doit se situer le pouvoir calorifique. Le gaz associé au pétrole est un mélange (gaz + hydrocarbures liquides) contenant une forte proportion d'eau de gisement, et concerne l'objet ici de notre étude.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Le tableau 1 ci-dessous montre les principales données de production des champs opérés, d'où est extrait le gaz naturel associé, dont nous nous attèlerons à en optimiser le traitement.

	Secteur Torpille (principal)			Satellites Torpille
Champs	TRM	TNEM	MSSM	BDM-BDNM	BSM	GIM	PAM
Réservoirs	Anguille Inf. / Term.			Batanga (+ Mandorové, Anguille)
Qualité huile	34 API	34 API	34 API	31 API	28 API	31 API	20 API
STOIIP, Mb	713	62	68	250	79	95	14
Début prod°	1971	1984	1984	1982	1980	1975	1975
Potentiel, b/d	7541	1688	741	5536	920	780	123
BSW	25%	5%	0%	70%	72%	72%	90%
Statut Puits	16 OP GL 5 WI 2 GP 20 fermés	4 OP GL 1 fermé	3 OP GL		4 OP GL 10 fermés	1 OP GL 8 fermés	1 OP GL 6 fermés
NP, Mb	140	12	4.3	124	15	43	2
RF	24%	19%	6%	50%	19%	45%	14%
RR 2P, Mb	44	9	2.8	8	1.6	6.6	0.3
URF	26%	34%	10%	53%	21%	52%	16%

Tableau 1.1 : Statut des champs du secteur Torpille (source : Audit unité SERTERE, Prosernat, 2014)

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

CHAPITRE II

Hydrates de gaz

Les hydrates sont des structures cristallines qui peuvent se former lorsqu'on met des hydrocarbures et de l'eau en contact dans certaines conditions de pression et de température. Ils se forment pratiquement avec les hydrocarbures suivants : méthane, éthane, propane, butane et également avec le gaz carbonique CO₂ et l'hydrogène sulfuré H₂S.

Section 1 : Nature

Un certain nombre d'études ont été consacrées à la détermination de la composition des hydrates sans qu'un accord soit intervenu entre les différents auteurs. Il est admis cependant que les hydrates seraient des inclusions de molécules de gaz dans les espaces laissés libres dans un empilement dodécaédrique de molécules d'eau sans liaisons chimiques entre le gaz et l'eau. Ce sont des solides de couleur blanche qui peuvent revêtir différents aspects (neige, givre, cristaux ou arborescences).

La densité des hydrates est d'environ 0,98 de sorte que leur première apparition se traduit par une fine pellicule à l'interface eau-gaz permettant d'ailleurs d'effectuer les mesures expérimentales de conditions de formation en cellule. La réaction de formation est exothermique.

Dans le cas du bouchage d'une tuyauterie par des hydrates, l'adhérence aux parois et la dureté du bloc d'hydrates est telle qu'aucun moyen mécanique normal de débouchage ne peut être mis en oeuvre.

Section 2 : Conditions de formation

Le phénomène de formation d'hydrates constitue le problème majeur dans la production et le transport du gaz naturel. Il y a formation d'hydrates lorsque les conditions suivantes sont simultanément réalisées :

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

2. 1 - Présence d'eau liquide

Un gaz naturel saturé ou non en eau ne donne pas lieu à la formation d'hydrates. Celle-ci ne peut intervenir qu'en présence d'eau liquide par exemple libérée par le gaz au cours d'un changement des conditions de pression ou de température.

2. 2 - Présence d'hydrocarbures légers

Seuls les quatre premiers hydrocarbures (méthane, éthane, propane, butane) sont susceptibles de former des hydrates en présence d'eau liquide. D'autres corps tels que le gaz carbonique ou l'hydrogène sulfuré peuvent également former des hydrates avec l'eau.

2. 3 - Réalisation de certaines conditions (P, T)

En plus des conditions précédentes, pour que des hydrates puissent se former, il faut, pour un gaz donné, que la pression soit suffisamment élevée et la température suffisamment basse. La formation des hydrates est favorisée par un certain nombre de facteurs :

> Tourbillons ;

> Vitesse du gaz ;

> Coude, orifice, changement de diamètre ;

> Phénomène auto amplifié ;

> Haute pression ;

> Basse température.

Pour un gaz naturel donné, en présence d'eau liquide, les hydrates se forment à une certaine température pour une pression donnée.

Figure 1.1 : Courbe de formation d'hydrates (source : Les hydrates, IFP Training, 2007)

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Une des méthodes pour tracer la courbe de formation d'hydrates est l'utilisation des abaques de Katz. En effet, comme nous pouvons le voir sur la figure 1.1 précédente, les conditions de formation d'hydrates dans un domaine (P, T) sont définies par une courbe séparant le plan en 2 zones. La zone à gauche de la courbe où il y a formation d'hydrates (hautes pressions, basses températures). La zone à droite de la courbe où il n'y a pas de formation d'hydrates (basses pressions, hautes températures).

Notons que le début de formation d'un bouchon d'hydrates augmente la perte de charge dans la conduite, donc créé une détente supplémentaire du gaz, ce qui a pour effet de le refroidir et donc d'entretenir et d'accélérer la formation des hydrates.

Section 3 : Prévention contre les hydrates

Le domaine de fonctionnement est représenté par un quadrilatère délimité par les pressions maxi et mini (avec les températures qui leur sont associées) et les températures mini et maxi (avec les pressions qui leur sont associées) que l'on trouve dans l'ouvrage considéré sur la figure 1.2 suivante :

Figure 1.2 : Domaine de fonctionnement de l'ouvrage (source : traitement de gaz, ENSPM, 2005)

À partir de ce diagramme, nous pouvons définir les trois ensembles de solutions qui permettent de protéger le domaine de fonctionnement de l'ouvrage des risques de formation d'hydrates :

- Déplacement du domaine de fonctionnement de l'ouvrage hors de la zone d'hydrates : grâce à la mise en place de réchauffeurs en amont et de calorifugeage de lignes ;

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

- Déplacement de la courbe de rosée eau du gaz : en évitant des condensations d'eau. Ceci peut être obtenu en déshydratant suffisamment, ce qui revient à déplacer la courbe de rosée eau initiale du gaz vers la gauche ;

- Déplacement de la courbe de formation d'hydrates : en injectant des inhibiteurs chimiques tels que les glycols ou le méthanol.

Il existe des formules qui permettent de calculer la concentration d'inhibiteur (méthanol ou autre) qu'il faut injecter pour déplacer de x°C la courbe de formation d'hydrates. Les principales formules sont basées sur le "Dew point depression" : c'est-à-dire le nombre de degrés nécessaire pour déplacer la courbe de formation d'hydrates en dehors de l'ouvrage pour supprimer tout risque de formation. Plus cet écart est important, plus la quantité d'inhibiteur à injecter sera grande. La formule la plus utilisée est celle d'Hammerschmidt :

W =

100 . du . M K+ du . M

W : % en poids de la concentration d'inhibiteur // du : dépression de température à réaliser °F

M : Masse molaire de l'inhibiteur utilisé // K : Coefficient dépendant de l'inhibiteur

Cette formule se trouve généralement bien vérifiée par l'expérience et permet de prévoir la translation effective de la courbe de formation d'hydrates à #177; 3°C.

(Tous deux en livres/jour)

Débit d^'eau à inhiber

X = Qi

q

= Débit de glycol concentré à injecter

Dans le cas des inhibiteurs régénérables tels que les glycols, on calcule la quantité X de glycol concentré à injecter par livre d'eau à inhiber selon la formule suivante :

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

DEUXIÈME PARTIE

DESCRIPTION DU PROCÉDÉ DE DÉSHYDRATATION DE GAZ

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

CHAPITRE I

Présentation du complexe de Torpille Marine

Section 1 : Historique du champ

Le secteur de Torpille Marine (TRM en abrégé) - dont nous pouvons voir le complexe central sur la photo 2.1 suivante - est situé au large de l'île Mandji (l'île sur laquelle est située la ville de Port-Gentil) à environ 60km des côtes. La desserte de ce champ, se fait par bateau (surfer) à partir de la base logistique de Total Gabon à Port-Gentil, ou par hélicoptère à partir de l'aéroport de la ville.

Photo 2.1 : Vue aérienne du complexe central du site TRM

(source : ressources bibliographiques de l'entreprise, Total Gabon, 2005)

En 1968, le puits de découverte TRM 1 puis le puits d'appréciation TRM 2 sont forés. Au cours des années 1970 - 1971, les plates-formes : Torpille Marine 1 (TRM1), Torpille Marine 2 (TRM2), Torpille Marine - Plate-forme Centrale (TRM PFC) du complexe Torpille ont été installées. Suivent Girelle Marine (GIM), Pageau Marine PAM PF1 et PAM PFC posées en 1974/1975, Baliste Marine (BSM) en 1980, Baudroie Nord Marine (BDNM) en 1982, Baudroie Marine (BDM) en 1983, Torpille Nord-Est (TNEM), les plates-formes compression et habitation TRM PFK et TRM PFQ en 1984. Les deux derniers champs développés ont été ceux d'Hylia Marine (HYM PFC) et de Vanneau Marine (VNM) en 1993 - appartenant actuellement à la société Perenco Oil & Gas.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Les 103 puits du complexe de TRM ont été forés sur 07 gisements différents. En 2015, l'exploitation du champ repose sur 51 puits producteurs d'huile, 05 puits injecteurs d'eau, 47 puits producteurs abandonnés, ainsi que le montre le tableau 2.1 suivant :

PLATE- FORME	PUITS PRODUCTEURS	PUITS ABANDONNÉS	RÉSERVOIR
	Injecteurs : TRM001/009/012 Producteurs :
		TRM003/03B/004/005/
TRM I	TRM003/006/007/011/024/029		Anguille, Clairette
		05Z
	/033/034
	Injecteurs : TRM030/501
	Producteurs :
TRM II	TRM013/014/015/016/017/018	TRM019/022/026	Anguille, Clairette
	/020/021/023/027/028/031
	TNEM001/002/003/005 &
TNEM		TNEM004	Anguille, Clairette
	MSSM001/002/003
		PAM001/002/003/004/
PAM	PAM007		Batanga
		005/006
		GIM/001/002/003/004/	Mandorove,
GIM	GIM005/GIM009	006/007/008	Batanga Supérieur,
			Anguille Supérieur
	BDNM002/006/008/010/011/0	BDNM001/003/004/00
BDNM			Anguille
	12/014	5/05Z/007/010PH
		BDNM001/02TL/003/0
BDM	BDM02TC/005/006		Anguille, Batanga
		04/007
		BSM001/002/003/005/0
		06/007/008/08G/09B/0	Mandorove,
BSM	BSM004/010/012/013		Batanga
		11/013G/013PH
HYM	HYM02B/003/004/005/007/00	HYM006	Anguille Supérieur,
	8/009		Anguille Inférieur

Tableau 2.1 : Plates-formes & puits du site TRM en 2015

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Section 2 : Installations de production

Figure 2.1 : Plan topographique du site de Torpille

(source : ressources bibliographies de l'entreprise, Total Gabon, 2005)

Les installations d'extraction et de traitement de pétrole brut du site d'exploitation de Torpille Marine, représentée sur le plan topographique de la figure 2.1 ci-dessus, comprennent :

- Un complexe central TORPILLE constitué :

+ D'une plate-forme habitation TRM PFQ sur laquelle se trouve la salle de contrôle du champ, les bureaux, logements et réfectoires ;

+ D'une plate-forme production TRM PFC sur laquelle se trouvent :

> Des séparateurs de production ;

> Des pompes d'expédition d'huile vers le terminal de Cap Lopez. - d'une plate-forme de compression TRM PFK sur laquelle se trouvent :

> Quatre compresseurs de gas-lift, et le traitement gaz associé ; > Une unité de traitement d'eau d'injection ;

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

> Une génération d'électricité pour les besoins du complexe central et des plates-formes satellites ;

> Les utilités correspondantes (air comprimé, purges, gasoil, etc...).

- D'une plate-forme puits TRM1 sur laquelle se trouvent des puits producteurs d'huile et injecteurs d'eau.

- D'une deuxième plate-forme puits TRM2 reliée par ligne sous-marine, sur laquelle se trouvent :

> Des puits producteurs d'huile et injecteurs d'eau.

- D'une troisième plate-forme puits TNEM reliée par ligne sous-marine, sur laquelle se trouvent :

> Des puits producteurs d'huile ; > Un séparateur test.

Un ensemble de plate-forme de traitement et plate-forme puits PAGEAU (PAM PFC/PAM1). Cet ensemble est raccordé par passerelle. Le traitement de séparation production effectué sur la plate-forme traite la production GIM ET PAM.

La plate-forme GIRELLE (GIM) dispose de puits producteurs d'huile et d'un puits à gaz (et un séparateur test).

La plate-forme BAUDROIE MARINE (BDM) dispose de :

> Puits producteurs d'huile ;

> Un séparateur test, deux séparateurs de production et une pomperie d'expédition.

La plate-forme BAUDROIE NORD MARINE (BDNM) dispose de :

> Puits producteurs d'huile ;

> Un séparateur test, trois séparateurs de production et sa pomperie d'expédition.

La plate-forme BALISTE (BSM) dispose de :

> Puits producteurs d'huile ;

> Un séparateur test, deux séparateurs de production et sa pomperie d'expédition.

La plate-forme HYLIA (HYM PFC) dispose de :

> Puits producteurs d'huile ;

> Un séparateur test, deux séparateurs de production, sa pomperie d'expédition ; > Un système de compression gaz HP pour l'activation de ses puits.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Section 3 : Philosophie d'exploitation

3. 1 - Mode d'exploitation

3. 1. 1 - Champs

L'exploitation du champ de Torpille - champ mature - met en oeuvre un mode principal d'assistance de puits : le gas-lift. Notons toutefois qu'un essai d'activation via ESP (Electric Submersible Pump) fût implémenté en 2014 sur le puits HYM 02B de la plate-forme HYM. On y utilise de ce fait, la méthode de gas-lift continu direct : par injection de gaz à haute pression (HP) au niveau des espaces annulaires des puits, grâce à des vannes de gas-lift disposées le long du tubing. Sur les champs de HYM et de BDM, BDNM, TRM2 et TRM1, un système d'optimisation de l'activation gas-lift Full Control Well (FCW) a été installé.

Les pressions gaz HP de gas-lift en tête de puits sont les suivantes :

? Pression de démarrage du puits : P. réseau env. 70 bar. // PCH = 20 - 30 bar ; ? Pression de marche normale : P. réseau 70 bar. // PCH = 58 - 60 bar.

Les puits TRM007/016/034 - TNEM 005 - GIM005 sont naturellement éruptifs. Du côté des puits semi-éruptifs, nous pouvons citer en autres : TRM029 - BDNM011. Le tableau 2.2 suivant résume les principaux chiffres de production par plate-forme du site en 2005 :

Plate- forme	QHH	QHA	BSW	Qgl	Qgl/QHA	GOR	Qgaz puits
TRM I	454	321	29	43	133,95	299	96
TRM II	969	585	40	148	252,9	1 048	613
TNEM	262	241	17	50	207,46	170	41
PAM	212	57	73	23	403,5	85	5
GIM	863	328	62	11	33,53	250	110
BDNM	4 133	2 645	36	67	25,33	164	433
BDM	446	249	44	47	188,75	60	15
BSM	657	214	67	33	154,2	228	49
HYM	897	530	41	177	333,96	90	45

Tableau 2.2 : Chiffres de production du site de TRM en 2005 (source : Manuel opératoire secteur Torpille, Total Gabon, 2005)

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

3. 1. 2 - Réseau gaz HP

Le gaz HP de gas-lift (voir annexe 2) produit par les compresseurs de TRM PFK est distribué à quasiment l'ensemble des plates-formes de production (à l'exception de GIM & HYM), directement ou après transit par une autre plate-forme. Le gaz associé venant des puits de HYM est utilisé par le module de compression de la plate-forme : KX 501. Il est à noter que la plate-forme AYOL du secteur Grondin reçoit le gaz HP de Torpille, tout comme les secteurs d'Anguille et de N'Tchengué. Ce gaz est surtout utilisé comme gaz d'appoint pour le fonctionnement du complexe GRM PFC.

3. 1. 3 - Réseau huile

L'huile produite sur VNM est envoyée sur le complexe HYM. L'ensemble de la production est traité et envoyé sur TRM PFC pour export par une ligne sous-marine de 12". L'huile produite sur GIM est expédiée vers le complexe PAM et y est aussi traitée. L'ensemble de cette production est exporté vers TRM PFC par une ligne sous-marine 12". L'huile produite et traitée sur BSM, BDM, et BDNM est envoyée par une ligne sous-marine 8" connectée au pipe 12" export de HYM, qui lui, se pique sur le pipe 20" en provenance du secteur Grondin vers TRM PFC, N'Tchengué puis le terminal du Cap Lopez.

L'huile de TRM1 est envoyée vers TRM PFC via une passerelle de 35m, celle de TRM2 via une ligne sous-marine de 12" (8" pour le test), celle de TNEM via une ligne sous-marine de 12". La production de TRM PFC est exportée via le pipe 20" de Grondin vers le Cap Lopez.

3. 2 - Mode de fonctionnement

Le contrôle et la supervision des plates-formes sont assurés par un Système Numérique de Conduite Centralisée (SNCC) et par télésurveillance, selon la répartition suivante :

? Télésurveillance via GEFANUC : PAM - GIM - BSM - TNEM ;

? Conduite à distance via SNCC : VNM - HYM - BDM - BDNM - TRM1 - TRM2 - TRM PFK - TRM PFC.

Ces réseaux SNCC disposent de consoles numériques situées d'une part en salle de contrôle de TRM PFQ et d'autre part dans un local technique à Port-Gentil.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

3. 2. 1 - Détection feu & gaz

Chaque plate-forme est dotée de boucles fusibles, d'un système de détection feu & gaz ; fusible pouvant déclencher un arrêt d'urgence. L'arrêt d'urgence peut également, pour les plates-formes télé-contrôlées, être déclenché par les opérateurs en salle de contrôle.

3. 2. 2 - Réseau électrique

La génération électrique du complexe central est assurée par la centrale électrique à terre du site de PG2. L'électricité transformée est ensuite distribuée à la plate-forme TRM2 par câble électrique sous-marin et via les passerelles pour TRM1 et TRM PFQ. La plate-forme TRM PFQ possède un groupe électrogène de secours tandis que HYM, BDM et BDNM sont alimentés par AYOL (secteur Grondin). Les plates-formes TNEM et BSM utilisent des panneaux solaires, PAM PFC et GIM un groupe électrogène chacune.

3. 3 - Organisation du travail

Une présence permanente est assurée sur le champ au niveau du complexe central de Torpille. La plate-forme TRM PFQ est dotée d'une salle de contrôle, de bureaux, d'atelier et de magasins de stockage. L'hébergement et les repas sont assurés sur TRM PFQ. Le travail y est organisé selon la hiérarchisation de la figure 2.2 suivante :

Figure 2.2 : Hiérarchie organisationnelle du site TRM

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

CHAPITRE II

Description du procédé de déshydratation de gaz

Certains produits chimiques liquides (les glycols en particulier) ont la propriété d'absorber une grande quantité d'eau si bien que, mise en présence d'un gaz naturel, leur affinité pour l'eau étant plus grande que celle du gaz, la vapeur d'eau sera transférée du gaz dans le liquide. Ce phénomène chimique est appelé : absorption.

L'objectif du système de déshydratation du gaz de la plate-forme TRM PFK est de fournir du gaz sec à haute pression pour :

? Permettre une récupération d'huile du champ de Torpille assistée, par la technique du "gas-lift" ;

? Alimenter le poste à gaz combustible pour les besoins des machines thermiques ; ? Fournir ce gaz aux autres champs de Torpille (TRM1, TRM2 et TNEM), Pageau

(PAM), Baliste (BSM), Baudroie (BDM et BDNM) ; ainsi qu'aux secteurs d'Anguille,

Grondin et N'Tchengué à terre (en cas de nécessité).

La disponibilité du système est critique pour la production du champ, les équipements le constituant n'étant ni secourus, ni dupliqués.

Par ailleurs, l'alimentation du poste à gaz combustible en gaz sec de bonne qualité est critique pour le bon fonctionnement des machines thermiques de la plate-forme (turbine à gaz - TAG). Toutefois, un fonctionnement en mode dégradé peut être effectué en by-passant la colonne de déshydratation CA 503 et en réalisant une inhibition d'hydrates par injection de méthanol.

Section 1 : Section de déshydratation par absorption

Au refoulement, les compresseurs gaz sont reliés à un collecteur 8" gaz HP humide à 75 bar, qui dirige le gaz vers une colonne d'absorption CA 503 qui sèche le gaz par contact avec

du Triéthylène-Glycol. Cette unité a une capacité de traitement de 48 450 Sm³/h pour un point de rossée gaz sec. Le TEG riche (hydraté) est régénéré par rebouillage à 204°C dans le rebouilleur H 507. Le système de régénération comprend en outre, un séparateur triphasique gaz/hydrocarbures/glycol DS 504, un stockage-économiseur DS 508, un refroidisseur EC 900

et des pompes de circulation GX 509A/B, de débit nominal : 3 m³/h.

Les utilités requises pour le fonctionnement de l'unité de déshydratation sont notamment :

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

? De l'eau de mer pour refroidissement du glycol dans la boucle de régénération ; ? De l'électricité pour l'entraînement des pompes de circulation ;

? Du gaz BP pour brûlage, stripping et couverture dans la régénération du glycol ; ? De l'air service pour les pompes d'appoint de glycol ;

? De l'air instrument pour le fonctionnement de l'instrumentation pneumatique.

Le gaz HP sec sortant de la colonne CA 503, est distribué soit dans le réseau de gas-lift via une ligne 8" vers TRM PFC, soit vers le poste à gaz combustible UB 701 via une ligne 2". La pression de distribution est contrôlée par la vanne PCV 400 qui recycle le gaz HP sec excédentaire vers le scrubber BP DS 401, ou par la vanne PCV 105A/B qui évacue le gaz HP sec excédentaire vers la torche. Le gaz peut aussi être recyclé vers le scrubber MP DS 402. La figure 2.3 ci-dessous illustre le schéma de procédé de ladite colonne :

Figure 2.3 : PFD colonne de déshydratation gaz

Le gaz HP humide provient des groupes de compression KB 410/420/430 (compresseurs alternatifs à piston) ou du compresseur centrifuge KY 440. Il entre dans l'absorbeur via une ligne 8", à une pression de l'ordre de 75 bar et une température de l'ordre de 60°C, en partie basse de la colonne de déshydratation CA 503, sous les plateaux internes.

Le Triéthylène-Glycol, sortant de l'unité de régénération, c'est-à-dire sec, poussé par les pompes GX 509A/B, entre dans la colonne de déshydratation par une ligne 2", au-dessus des plateaux internes.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Figure 2.4 : Schéma de principe de la colonne de déshydratation (source : traitement des gaz, ENSPM, 2005)

Les deux fluides sont mis en contact dans la série de plateaux internes, le gaz se dirigeant vers le haut et le TEG s'écoulant par cascades successives vers le bas, ainsi que représenté sur la figure 2.4 ci-dessus. Au cours de ce contact sur les plateaux internes, le TEG absorbe l'eau, et inversement le gaz se déshydrate. Le TEG humide, dit riche, sort par une ligne 2" en fond de colonne, sous contrôle de niveau de la partie basse située sous les plateaux internes, vers l'unité de régénération (unité SERTERE). Le gaz déshydraté sort par une ligne 8" en tête de colonne, au-dessus des plateaux internes.

La colonne de déshydratation CA 503 peut être entièrement by-passée. Elle est protégée par une soupape évacuant le gaz (issu d'une surpression accidentelle) vers la torche, mais ne possède pas de système automatique de dépressurisation. Elle est également dotée d'un drain fermé en point bas vers la cuve de purges.

Enfin, le gaz déshydraté est ensuite normalement exporté soit dans le réseau gaz-lift, par une ligne 8", soit vers le poste à gaz combustible, par une ligne 2". Le gaz excédentaire est recyclé vers le scrubber BP DS 401 sous contrôle de pression PCV 400 et via une ligne 8". Il peut aussi être recyclé manuellement vers les scrubbers BP DS 401 ou MP DS 402 via une ligne 2".

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Section 2 : Section de régénération de TEG (unité SERTERE)

L'objectif de l'unité de régénération du TEG (voir annexe 3) dans le module de déshydratation de gaz est de traiter le TEG humide, dit riche, récupéré au bas de la colonne de déshydratation CA 503, pour le rendre sec et réutilisable, et le réinjecter à nouveau en haut de la colonne de déshydratation. La disponibilité de l'unité de régénération du TEG est essentielle pour la déshydratation du gaz. Les équipements ne sont ni secourus ni dupliqués, à l'exception des pompes de circulation de TEG.

Ainsi, le TEG sort de la colonne de déshydratation CA 503 sous forme humide, par une ligne 2" en fond de colonne, sous contrôle de niveau de la partie basse située sous les plateaux internes. La pression de sortie de la colonne est de l'ordre de 75 bar, à une température d'environ de 60°C. Il est détendu à une pression de 4 bar, essentiellement par la vanne de contrôle de niveau LCV 301, et réchauffé dans un serpentin-économiseur (servant de condenseur de tête) récupérant une partie de la chaleur de la tête de la colonne de distillation CA 506, jusqu'à une température de l'ordre de 80°C. Le TEG humide, partiellement détendu et réchauffé entre alors dans le ballon de détente (flash tank) DS 504, maintenu sous pression positive avec une couverture de gaz BP sous contrôle de pression.

Figure 2.5 : PFD flash tank glycol DS504

Le ballon de détente DS 504 représenté sur la figure 2.5 ci-dessus sépare trois phases :

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

? Le gaz résiduel, envoyé à la torche sous contrôle de pression ;

? Les hydrocarbures liquides entrainés vers le séparateur atmosphérique DS 202 sur TRM PFC sous contrôle de niveau ;

? Le glycol humide, sous contrôle de niveau.

Le schéma de principe de la figure 2.6 suivante, illustre les internes dudit ballon de détente et les différents niveaux de fluide y présents, et de fait le principe de régulation de niveau interface condensats - glycol.

Figure 2.6 : Schéma de principe du flash tank DS 504

(source : Traitement des gaz, ENSPM, 2005)

Le glycol humide, débarrassé du gaz et des hydrocarbures liquides, est alors tout d'abord filtré par le filtre à cartouche IF 505, détendu quasiment à la pression atmosphérique, essentiellement par la vanne de contrôle de niveau LDCV 402, puis réchauffé par un serpentin économiseur dans le ballon tampon DS 508, jusqu'à une température de l'ordre de 90°C. Le glycol humide, filtré, détendu et réchauffé passe ensuite dans la colonne de distillation CA506 et s'écoule par gravité dans le rebouilleur H 507. Un foyer de combustion de gaz combustible assure une température de régénération de l'ordre de 204°C dans le rebouilleur H 507.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

En effet, à cette température, l'eau contenue dans le glycol humide est transformée en vapeur et évacuée, via une cheminée équipée d'un serpentin, à un évent atmosphérique placé en zone

non dangereuse. Le brûleur BAS 701 est alimenté en gaz BP prélevé sur le collecteur d'aspiration BP des compresseurs, réchauffé par un serpentin dans le ballon tampon DS 508, et sous contrôle de pression.

Le glycol rebouilli s'écoule par débordement dans un tube plongeur puis par gravité dans le ballon tampon DS 508 où il réside à une pression quasi-atmosphérique et une température

légèrement inférieure à 200°C, dépendant des conditions atmosphériques. Les appoints périodiques en glycol, afin de compenser les pertes par entraînement dans le gaz, sont réalisés dans le ballon tampon DS 508 en utilisant une pompe pneumatique de type Texsteam (TXT). Du gaz de stripping peut être introduit dans le ballon tampon DS 508 sous contrôle de pression, mais n'est actuellement pas utilisé.

Le glycol régénéré s'écoule par gravité vers l'aspiration des pompes de circulation GX 509A/B, en étant refroidi par l'échangeur multitubulaire glycol-eau de mer EC 900, jusqu'à une température régulée de l'ordre de 65°C. Pour limiter les entraînements de glycol dans le gaz, la température de glycol doit être de 5°C à 10°C supérieure à celle du gaz.

Deux pompes de circulation GX 509A/B, disposées en parallèle (une pompe en service et une en « back up »), assurent le pompage jusqu'à la pression de l'ordre de 75 bar, nécessaire pour l'injection du glycol régénéré en haut de la colonne de déshydratation CA 503.

Le glycol régénéré pénètre par une ligne 2" dans la colonne CA 503, à pression et température légèrement supérieures à celle du gaz, ainsi que représenté sur le PID de la figure 2.7 ci-après. Les lignes principales sont :

> Ligne 2" glycol humide "riche" en sortie de fond de colonne CA 503 ;

> Ligne 2" sortie gaz DS 204 vers le réseau torche ;

> Ligne 2" sortie condensats vers le séparateur atmosphérique DS 202 ;

> Ligne 1" gaz du collecteur d'aspiration BP des compresseurs ;

> Ligne 1" gaz de stripping de la colonne CA 503 ;

> Ligne 1" d'appoints de glycol dans le ballon tampon DS 508 ;

> Ligne 2" de glycol régénéré vers le haut de la colonne CA 503 ;

> Ligne liquide 2" vers la cuve de purge DA 201.

Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Figure 2.7 : PID unité SERTERE UB406

30

Section 3 : Contrôle & supervision du procédé

Le niveau liquide dans la partie basse de la colonne CA 503 est contrôlé par le régulateur LC 301 qui agit sur la vanne de régulation LCV 301 sur la sortie liquide. Le niveau hydrocarbures liquides du ballon de détente DS 504, est contrôlé par le régulateur LC 401 qui agit via la vanne de régulation LCV 401 sur la sortie condensats vers le séparateur atmosphérique. Le niveau interface glycol/hydrocarbures liquides du ballon de détente DS 504 est contrôlé par le régulateur LDC 402 qui agit via la vanne de régulation LDCV 402 sur la ligne glycol riche en aval du filtre IF 505.

La pression dans le ballon de détente DS 504 est maintenue par une couverture de gaz BP, et contrôlée par le détendeur PCV 402 qui évacue le gaz vers la torche. La pression de gaz de couverture qui est envoyé vers le ballon de détente DS 504 est contrôlée par le détendeur PCV 400. La pression du gaz de stripping expédié vers le ballon tampon DS 508 est contrôlée par les détendeurs PCV 704 et PCV 702, disposés en série.

La température du glycol dans le rebouilleur H 507 est contrôlée par le détendeur PCV 703 et la vanne TCV 701 sur la ligne de gaz combustible, permettant le contrôle de la flamme du rebouilleur. La température de glycol en sortie de l'échangeur glycol/eau EC 900 est contrôlée par la vanne trois voies TCV 900 contrôlant le débit de glycol by-passant l'échangeur.

Le tableau 4 suivant récapitule l'ensemble des instruments et leurs actions sur l'unité de déshydratation :

Boucle Fonction Typique Remarque

FT503RG

FT503G

LIC301

LT301

TE503

TE507

Régulation liquide de l'absorbeur CA503

Débit gaz HP vers
scrubbers DS401/402

Température glycol dans le rebouilleur

Niveau liquide du CA503

Débit gas-lift vers TRM-PFK

Température
absorbeur CA503

CF-VTX

CF-GAS

PID

AI

AI

AI

Non représenté sur PID, mais existe bien sur le SNCC

Correction en pression par PT1400 et en température par TE503

- Mesure : LT301

- Contrôle : Opérateur seulement

- Mode : Auto / Manu

- Sens régulateur : Inverse

- Limite consigne : non

- Limite sortie : non

- Corrigé par Po et To, mesure cumulée

---

---

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LDIC402

Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

PID

PID

H507

TIC507

Régulation
température glycol
dans le rebouilleur
H507

Régulation niveau
liquide flash tank
DS504

- Mesure : TE507

- Contrôle : Opérateur seulement

- Mode : Auto / Manu

- Sens régulateur : Inverse

- Forçage : non

- Limite consigne : oui

Limite sortie : non

- Mesure : LDT402

- Contrôle : Opérateur seulement

- Mode : Auto / Manu

- Sens régulateur : Inverse

- Forçage : non

- Limite consigne : non

- Limite sortie : non

LDT402

AI

AI

---

---

Niveau liquide DS504

TE900

Température glycol
refoulement
GX509A/B

PAL506

Pression basse entrée
CA506

DI-ALM

GX509A

XA
GX509A

MOT

DI

Pompe Glycol

Marche GX509A

- Commande locale.

---

XD
GX509A

Défaut GX509A

DI-ALM

---

GX509B

XA
GX509B

MOT

DI

Pompe Glycol

Marche GX509B

- Commande locale.

---

XD
GX509B

DI-ALM

DI

DI-ALM

---

---

---

---

---

Défaut GX509B

UB406

XA

Marche UB406

UB406

XD

Défaut UB406

FAL509

DI-ALM

DI-ALM

Débit glycol bas

LAL508

Niveau alarme bas
glycol dans DS508

---

32

Tableau 2.3 : Fonctionnement des organes de contrôle et de régulation

(Source : Analyses fonctionnelles - process control & safety TRM PFK, EVOLUTEC, rev 3.0, 2010)

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Section 4 : Système de sécurité

Un système de sécurité a les fonctions suivantes :

> Sécurité du personnel ;

> Protection de l'environnement ;

> Protection des procédés.

Il détecte les événements à risques et agit pour annuler ou réduire leurs effets :

> Fuite d'hydrocarbures ou de produits toxiques ;

> Incendie ;

> Explosion due à une surpression lors d'un procédé.

Le système d'arrêt de sécurité d'une installation, constitué d'un ensemble de boucles et de dispositifs de sécurité, comporte différents sous-systèmes, organisés en barrières complémentaires du contrôle du traitement. Pour chaque installation, une logique ESD/SD sera définie et représentée par un schéma logique ESD/SD. Cette logique est basée sur la hiérarchie des niveaux ESD et SD, le niveau N activant le niveau N+1. Le schéma logique ESD/SD illustre la hiérarchie du haut vers le bas des niveaux ESD et SD, avec toutes leurs causes et actions sous forme de schéma de principe de la logique. Chaque niveau est subdivisé en plusieurs barres de sécurité (jusqu'à une barre par équipement selon le cas). Le nombre de barres de sécurité varie selon le type d'installation, le nombre de zones de feu et leurs emplacements, le nombre d'unités indépendantes dans chaque zone et d'autres caractéristiques de conception - chaque cas étant spécifique.

L'ensemble des organes de sécurité de l'unité SERTERE de Torpille est résumé dans le logigramme de sécurité de la figure 2.8 suivante. Il est à noter que chaque barre de sécurité est pourvue d'une logique « ou » (représentée par les deux barres) qui permet à l'un ou l'autre des défauts ou des niveaux de sécurité en amont, de déclencher la barre avale en cas d'activation.

Figure 2.8 : Logigramme de sécurité de l'unité SERTERE

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TROISIÈME PARTIE

OPTIMISATION DU PROCÉDÉ DE DÉSHYDRATATION DE GAZ NATUREL

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

CHAPITRE I

Simulation de l'unité SERTERE

La simulation est un outil utilisé dans différents domaines de l'ingénierie et de la recherche en général, permettant d'analyser le comportement d'un système avant de l'implémenter et/ou d'en optimiser le fonctionnement, en testant différentes solutions et différentes conditions opératoires. Elle s'appuie sur l'élaboration d'un modèle du système, et permet de réaliser des scénarii et d'en déduire le comportement du système physique analysé.

Section 1 : Présentation du simulateur Pro/II®

Les simulateurs de procédés utilisés classiquement dans l'industrie, peuvent être considérés comme des modèles de connaissance. Ils sont basés sur la résolution de bilans de masse et d'énergie, des équations d'équilibres thermodynamiques, ... et sont à même de fournir l'information de base pour la conception. Ils sont principalement utilisés pour la conception de nouveaux procédés (dimensionnement d'appareil, analyse du fonctionnement pour différentes conditions opératoires, optimisation), pour l'optimisation de procédés existants et l'évaluation de changements effectués sur les conditions opératoires.

Figure 3.1 : Interface graphique du simulateur Pro/II®

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Le simulateur PRO/II® (dont l'interface graphique est présentée sur la figure 3.1 précédente) est l'offre phare dans la suite logicielle de processus des concepteurs SimSci-Esscor Ingénierie Suite (PSE). Ce simulateur d'état stable effectue des bilans massiques et énergétiques rigoureux pour un large éventail de procédés. De la séparation de l'huile et du gaz à la distillation réactive, PRO/II® combine les ressources de données d'une grande bibliothèque de composants chimiques, et des méthodes extensives de prédiction de propriétés thermodynamiques, avec les techniques les plus avancées et flexibles d'opérations unitaires. Les ingénieurs de procédés bénéficient d'équipements informatiques pour effectuer tous les calculs de bilan de masse et d'énergie, nécessaires pour modéliser des procédés pour la plupart à l'état stable dans les industries chimiques, du pétrole, du gaz naturel, de la transformation de matières solides, et des polymères.

Tout changement spécifié sur un élément est répercuté dans tout le modèle. C'est un logiciel de simulation interactif intégrant la gestion d'événements (« Event driven ») : c'est-à-dire qu'à tout moment, un accès instantané à l'information est possible, de même que toute nouvelle information est traitée sur demande, et que les calculs qui en découlent s'effectuent de manière automatique. Deuxièmement, il allie le concept d'opérations modulaires à celui de résolution non-séquentielle. Non seulement toute nouvelle information est traitée dès son arrivée, mais elle est propagée tout au long du « Flowsheet ».

Avant même de parler de modèles d'opération de transformation de la matière, il faut des modèles pour prédire les propriétés physiques de la matière. C'est pourquoi, ce simulateur dispose d'une base de données thermodynamiques contenant les propriétés des corps purs et des mélanges (masse molaire, température d'ébullition sous conditions normales, paramètres des lois de tension de vapeur, ...). Tout simulateur industriel de procédés chimiques est organisé autour des modules suivants :

? Une base de données des corps purs et un ensemble de méthodes pour estimer les propriétés des mélanges appelés aussi modèles thermodynamiques ;

? Un schéma de procédé permettant de décrire les liaisons entre les différentes opérations unitaires constituant l'unité (PFD pour Process Flow Diagram) ;

? Des modules de calcul des différentes opérations unitaires contenant les équations

relatives à leur fonctionnement : réacteur chimique, colonne de distillation, colonne de séparation, échangeurs de chaleur, pertes de charges, etc... ;

? Un ensemble de méthodes numériques de résolution des équations des modèles.

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Section 2 : Principes de fonctionnement du simulateur

Il y a deux modes de fonctionnement dans un simulateur : statique (ou stationnaire) et dynamique. Les simulateurs statiques résolvent des équations statiques, qui traduisent le fonctionnement en régime permanent (à l'équilibre), tandis que les simulateurs dynamiques, permettent d'évaluer l'évolution des variables dans le temps, à partir de la résolution de systèmes d'équations différentielles. Les simulateurs industriels sur la thermodynamique les plus connus mondialement sont :

· Statiques : ASPEN PLUS® (Aspen Technologies), Design II® (WinSim), HYSYS® (Hyprotech), PRO/II® (Simulation Sciences), PROSIMPLUS® (Prosim) ;

· Dynamiques : HYSYS® (Hyprotech), ASPEN DYNAMICS® (Aspen Technologies), Design II® (WinSim), DYMSYM® (Simulation Sciences Inc.).

Selon le « Chemical Information Bulletin », Volume 44, Number 01, Winter 1992 ; les simulateurs dynamiques sont en passe de se substituer aux simulateurs en régime permanent. Néanmoins, tout procédé ne peut être simulé à l'aide de ces simulateurs industriels. En effet, dans le cas de la mise au point d'un nouveau procédé, il est généralement nécessaire de disposer de son propre simulateur. Le concept est le même : sur la base des propriétés thermodynamiques des corps purs impliqués dans l'opération, et des modèles thermodynamiques, il y a résolution des équations de bilan de matière et d'énergie, et des relations d'équilibre constituant le modèle. La différence vient du fait que, généralement, seules les propriétés des corps présents dans le procédé chimique considéré ne sont détaillées, et que l'environnement de développement est moins convivial : on parlera alors de simulateur dédié (spécifique à un procédé donné). Il a l'avantage de pouvoir avoir une totale maîtrise sur la façon d'écrire les équations du modèle, et de les résoudre.

Voyons à présent dans ce qui suit, les principaux concepts de base et vocabulaires associés, qui sont utilisés pendant les étapes de construction d'un modèle dans le simulateur :

- « Flowsheet » : c'est un ensemble d'objets « Flowsheet Elements » (courants de matière, d'énergie, d'opérations unitaires, de variables opératoires) qui constituent tout ou une partie du procédé simulé, et qui utilisent la même base de données thermodynamique « Fluid Package ». Le simulateur PRO/II® possède une Architecture Multi-Flowsheet : il n'y a pas de limite par rapport au nombre de Flowsheets.

On peut préalablement construire des Flowsheets pour les utiliser dans une autre simulation, ou organiser la description de procédés complexes en le scindant en sous-Flowsheets, qui sont des modèles plus concis (ceci permet de hiérarchiser un processus très complexe).

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

- « Fluid Package » : il permet de définir les composants chimiques présents dans le procédé simulé, et leur affecte les propriétés chimiques et physiques contenues dans la base de données des corps purs. Il permet aussi de définir les modèles thermodynamiques qui seront utilisés pour le calcul des propriétés des mélanges, et de définir les cinétiques des réactions chimiques mises en jeu dans le procédé.

- « Process Flow Diagram » : ce diagramme permet de visualiser les courants et les opérations unitaires, représentées par des symboles dans le « Flowsheet » ; ainsi que la connectivité entre les courants, les opérations unitaires et les tableaux des propriétés des courants.

- « Workbook » : il permet d'avoir accès à l'information sur les courants et les opérations unitaires, sous forme de tableau de données.

- « Desktop » : c'est l'espace principal de l'interface du simulateur PRO/II®, pour visualiser les fenêtres lors de la conception.

- « Property view » : il contient l'information décrivant un objet (opération ou courant)

- « Simulation Case » (fichier de simulation) : c'est l'ensemble des « Fluid Packages », « Flowsheets » et « Flowsheet Elements » qui constituent le modèle.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Section 3 : Simulation du procédé

3. 1 - Vue d'ensemble

La construction d'un modèle pour optimisation via le simulateur PRO/II® suit la hiérarchie de la figure 3.2 suivante :

Figure 3.2 : Procédure de simulation PRO/II®

Le logiciel offre une panoplie de modèles thermodynamiques, pour le calcul des propriétés thermodynamiques, tels que les constantes d'équilibres liquide-vapeur, les enthalpies et les entropies, etc... ; et les propriétés physico-chimiques tels que la masse volumique, la masse moléculaire, ...

Ces modèles utilisent des outils très divers tel que :

? Les équations d'états de Peng-Robinson (PR), Choe-Seader (CS), Soave-Ridliech-

Kwong (SRK).

? Les corrélations empiriques et semi empiriques de Choe-Seader (CS) et Braun-

Grayon (BG).

? Les lois des états correspondants.

Comme nous nous disposons d'aucune information sur les détails de calcul du cas design de l'unité SERTERE, nous avons essayé deux modèle thermodynamiques : Peng-Robinson (PR) et Soave-Ridliech-Kwong (SRk) qui sont les plus utilisés pour les systèmes des hydrocarbures, et par défaut, le modèle « Glycol ».

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3. 2 - Construction du modèle d'optimisation

Premièrement, nous allons dessiner le schéma de procédé (PFD) en sélectionnant le fonctionnement de l'unité souhaitée dans la palette VFI et en faisant glisser/déposer cette unité sur le schéma. Ensuite, nous introduirons les flux d'alimentation et des produits pour chaque unité ainsi que le montre la capture d'écran de la figure 3.3 suivante :

Figure 3.3 : Flowsheet unité SERTERE

Presque chaque quantité a une unité de mesure. Initialement, le système d'unités par défaut est le système anglo-saxon. Dans notre cas, nous allons modifier cette série pour cette simulation, en choisissant le système métrique, comme sur la figure 3.4 suivante :

Figure 3.4 : Unités de mesure unité SERTERE

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Par défaut, le jeu standard anglo-saxon est la valeur par défaut globale utilisée pour démarrer chaque simulation. Nous allons modifier cette valeur globale par défaut, par notre propre jeu de grandeurs, de sorte que chaque simulation subséquente commence avec cet ensemble.

Figure 3.5 : Définition des unités de mesure

Les composants peuvent être définis en tapant leur nom dans la bibliothèque de composants, en notant de listes de produits chimiques, ou en saisissant les composants définis par l'utilisateur, des solides associés avec des distributions de taille de particule, et des composants polymères, ainsi qu'illustré sur la figure 3.6 suivante :

Figure 3.6 : Sélection des composants du flux traité

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Pour les flux d'alimentation, des conditions thermiques, de débits, et des compositions doivent être fournis pour tous les flux d'alimentation externe au schéma. Il est habituellement souhaitable, mais pas nécessaire, pour fournir des données estimées pour des courants de recyclage à la convergence de la vitesse des calculs de recyclage.

Figure 3.7 : Complément des propriétés des flux de simulation

Les propriétés des composants purs que vous devez exécuter une simulation peuvent dépendre de la méthode thermodynamique sélectionnée, pour cela nous les réajustons minutieusement.

Figure 3.8 : Propriétés spécifiques du TEG

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La sélection des méthodes thermodynamiques appropriées est une étape cruciale dans la résolution d'un problème de simulation. Pour la plupart des problèmes, un ensemble prédéfini de méthodes thermodynamiques pour le calcul des valeurs K, enthalpies, entropies, et des densités peut être utilisé. La figure 3.9 ci-dessous représente nos modèles sélectionnés :

Figure 3.9 : Modèles thermodynamiques de simulation

Avant d'exécuter la simulation, on vérifie qu'il n'y a pas de champs bordés de rouge - supposant une insuffisance des propriétés pour la simulation. Si toutes les frontières sont en bleu, vert, ou noir sur les boutons de la barre, des étiquettes de fonctionnement de l'unité, et des étiquettes de flux alors suffisamment d'informations a été fourni pour exécuter le schéma de traitement. La figure 3.10 représente le résultat de la simulation.

Figure 3.10 : Exécution de la simulation

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Section 4 : Résultats obtenus & interprétations

L'unité a tout d'abord été observée dans ses conditions opératoires normales, c'est-à-dire celles données par le procédé au moment du test. Le programme initial était donc de faire varier la température du gaz de 40°C à 60°C en entrée CA 503 en jouant sur l'échangeur EC 443 en aval du compresseur KY 440 et d'évaluer les performances en terme de régénération du glycol. Ces différents cas opératoires sont présentés dans le tableau 3.1 ci-dessous:

CAS	DEBIT GAZ (1) (MSm^3/jour)	PRESSION (1) (Barg)	TEMPERATURE (°C)	DEBIT D'EAU A ENLEVER (kg/h)
1	1.05	78	40	33.5
2	1.05	78	43	40.2
3	1.05	78	45	45.1
4	1.05	78	50	59.3
5	1.05	78	55	77
6	1.05	78	60	98

Tableau 3.1 : Conditions opératoires actuelles unité SERTERE

(1) Conditions opératoires constatées sur site

Le contacteur de glycol CA 503 traite entre 1.0 et 1.2 MSm³/J de gaz saturé en eau à 43 - 44°C et 76 - 78 bar. La température du rebouilleur est de 204°C et l'unité est opérée sans gaz de stripping. La mesure du point de rosée en sortie de la colonne CA 503 donne -16.6°C @ 78 bar (équivalent à -56.1°C @ ATM ou encore 17 ppm). Les échantillons de glycol pauvre prélevés lors de ces conditions opératoires donnent un glycol pauvre pur à 99.1% poids et un glycol riche concentré à 98.7% poids. Les points de rosée obtenus, bien que légèrement sous-estimés, sont assez cohérents avec les puretés de glycol mesurées, dans ces conditions opératoires. Ces résultats montrent que l'unité de déshydratation et de régénération atteint des performances tout à fait acceptables au regard de la spécification demandée (point de rosée inférieur ou égal à 11°C @ 78 bar), et dans les conditions opératoires décrites précédemment. L'analyse des relevés opératoires menés en parallèle, ne montre pas d'anomalie particulière, et confirme que l'unité est opérée de manière correcte et satisfait les spécifications demandées. Cependant, toute augmentation de capacité de l'unité glycol ne peut être envisagée sans le remplacement des plateaux du contacteur comme le montre le simulateur.

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CHAPITRE II

Optimisation du procédé de déshydratation de gaz naturel

Les machines thermodynamiques fonctionnent avec plusieurs transformations successives et répétitives formant un cycle. Dans la pratique, ces transformations ne sont pas réversibles. On remplace alors ces processus irréversibles par des transformations réversibles plus facilement calculables: d'où on obtient des machines idéales qui donnent une première approche du problème.

Dans les machines thermodynamiques, de la chaleur est transformée en travail. Cette chaleur est fournie à partir de combustibles fossiles ou nucléaires ou à partir d'énergie solaire ou géothermique: elle est transférée au fluide de travail (eau, air...) à la température la plus élevée possible. Ces machines sont des systèmes fermés où le fluide revient à son état initial après diverses transformations successives.

Section 1 : Analyse d'évènements

L'étude de l'historique des différentes analyses d'incidents relatifs à l'exploitation de l'unité de déshydratation de gaz du complexe de Torpille a révélé les principaux points - à haut potentiel de risque - suivants :

- 21/07/2006 : Départ de feu localisé à la sortie de la cheminée du rebouilleur H 507. L'arbre de causes réalisé au sortir de cet incident a révélé un défaut de procédure de démarrage de l'unité.

- 29/09/2006 : Incendie au démarrage de l'unité SERTERE avec pour causes : une régulation flash tank DS504 défaillante associée à une absence de purges de condensats, une insuffisance des moyens détection feu & gaz (DI/DG), une absence de maintenance préventive poussée et un logigramme de sécurité modifié et non suivi.

- 21/07/2008 : Incendie de la cheminée du rebouilleur. L'arbre de causes réalisé a dévoilé : des défaillances de la boucle fusible, du logigramme de sécurité, une procédure de démarrage non actualisée, et une inhibition locale des sécurités de l'unité.

Aussi, au regard des différents incendies répertoriés, il est apparu deux risques principaux associés à l'unité SERTERE :

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

1. 1 - Démarrage du bruleur du rebouilleur de glycol :

Le démarrage du brûleur est une phase sensible du démarrage de l'unité glycol. La procédure de démarrage actuellement en vigueur sur le site mentionne un allumage manuel du brûleur principal avec vérification de présence de flamme pilote par l'opérateur extérieur. Le risque principal associé à cette procédure est le remplissage par du gaz, de la chambre de combustion en cas de non/mauvaise vérification de la présence de flamme pilote, et ensuite, une inflammation soudaine de cette poche de gaz pouvant conduire à une détérioration du tube à feu et une explosion potentielle. L'absence de séquence automatique de purge de la chambre de combustion ne permet pas de se prémunir contre ces risques.

Par ailleurs, selon le logigramme de sécurité de l'unité, nous pouvons voir que sur non détection de flamme (BAS 701), les vannes de sécurité SDV 700, ESDV 701A/B sont censées être fermées de manière automatique ; ce qui ne rend théoriquement pas possible l'admission de gaz vers le bruleur en l'absence de flamme pilote. Le fait que le problème mentionné ci-dessus soit déjà arrivé plusieurs fois n'est pas cohérent avec les organes de sécurité en place, et impliquerait donc que les sécurités aient été by-passées ou bien que le détecteur de flamme ne soit pas fonctionnel.

1. 2 - Problème de pressurisation de la régénération :

Les rapports d'incidents mis à disposition, exposent un problème récurrent lors des phases de démarrage et qui conduit à une pressurisation de la régénération de glycol depuis le contacteur. Lors des phases d'arrêt de l'unité SERTERE, le contacteur glycol CA 503 reste pressurisé et devient une source de pressurisation de l'unité de régénération. Deux scenarii sont à considérer pour expliquer de tels incidents :

? Pressurisation depuis le refoulement des pompes glycol GX 509 A/B ;

? Pressurisation depuis la vanne de contrôle de niveau du contacteur CA 503.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Section 2 - Performances du procédé

2. 1 - Spécifications techniques

Les performances de l'unité ont pu être mesurées dans les conditions actuelles de fonctionnement. Les mesures effectuées sont résumées dans le tableau 3.2 suivant :

	Débit	Temp.	Temp.	Pureté	Pureté	Dew point
Condition	de	du	Rebouil	Glycol	Glycol	mesuré	Commentaires
	gaz	Gaz	leur	pauvre	riche	(corrigé)
Unité	MSm 3/d	°C	°C	% mass	%mass	°C @ 78 barg
	Entre						Mesure admise comme
Normales	1.0 et 1.2	44	204	99.1	97.3	-4.6	incohérente par Prosernat
							(analyseur pas assez balayé)
	Entre						Mesure fiable
	1.0 et	43	186	98.7	97.2	-10	selon Prosernat
Modifiées	1.2
	Entre						Mesure fiable
	1.0 et	45	160	97.0	95.3	-8.6	selon Prosernat

1.2

Tableau 3.2 : Résultats des tests effectués sur l'unité de déshydratation

Les spécifications recherchées sont un point de rosée inférieur à 11° C à 78 bar. D'après la simulation réalisée précédemment, les performances de l'unité sont tout à fait acceptables, même en conditions dégradées. Le maintien des performances de l'unité, malgré une baisse de la température du rebouilleur s'expliquerait par un effet de stripping, dû à la vaporisation des condensats entrainés dans l'unité.

2. 2 - Potentiel Hydrogène du TEG

Le gaz à traiter contient environ 1,36% de CO2. Il y a lieu de contrôler régulièrement le Potentiel Hydrogène (PH) du TEG. La valeur du PH devra être maintenue entre 7,3 et 8,5 en additionnant au TEG (au niveau du ballon tampon DS 508) du borax, de l'éthanolamine ou un produit équivalent. En aucun cas l'unité ne devra fonctionner avec du TEG dont le PH sera inférieur à 5. L'installation d'un analyseur de pH en ligne permettra de suivre en temps réel le degré de pureté du TEG et de réagir à des variations importantes de ces paramètres.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel
2. 3 - Paramètres réglants de l'absorbeur La composition du gaz à traiter est consignée dans le tableau 3.3 suivant :
Sources			TRM Retour TRM-TNEM-MSSM	AGM Retour AGM
Point d'échantillonnage			Entrée du compresseur	Sortie d'AGMP
Composition (mol%)		N2	7.46	0.79
		CO2	1.79	2.15
		C1	73.53	75.50
			7.31	7.08
		C3	5.59	7.02
		iC4	1.19	1.59
		nC4	1.78	2.45
		iC5	0.61	0.95
		nC5	0.35	0.74
		C6+	0.41	1.69
Poids Moléculaire (g/mol) Densité relative			22.18	23.65
			0.766	0.817

Tableau 3.3 : Composition des gaz associés TRM & AGM (source : Audit SERTERE, Prosernat, 2014)

Bien qu'un grand nombre de paramètres soient impliqués dans l'unité de déshydratation de gaz présentée ici (nombre de plateaux dans l'absorbeur, débit de circulation du glycol, conditions de saturation, etc.), la concentration du glycol régénéré est la plus significative. On retiendra donc en paramètres réglants :

? La concentration du glycol régénéré : le degré de pureté du TEG dépend de la température de bain du rebouilleur (la limite fixée est de 204°C, le TEG se dégradant à 215°C) et de la pression de fonctionnement de la colonne de distillation (légère dépression) ;

? La température du gaz dans l'absorbeur : le point de rosée en tête de l'absorbeur, dépend de la pression partielle de l'eau en équilibre avec le glycol régénéré à la température de tête de l'absorbeur ;

? Le taux de circulation du glycol : quand le nombre de plateaux de l'absorbeur et la concentration sont fixés, la dépression du point de rosée eau du gaz est fonction du débit de circulation de glycol - le débit minimum de circulation de glycol pour assurer un bon contact glycol-gaz étant de 15 - 25 litres par kg d'eau à enlever ;

? Les conditions de saturation du gaz : à pression constante, une variation de 15°C sur la température du gaz modifie, d'un facteur "2" sa teneur en eau.

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	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Section 3 : Amélioration du procédé

L'amélioration de l'opérabilité et de la sécurité sur l'unité SERTERE, requiert une numérisation plus importante du procédé (avec l'installation de nombreuses jauges et transmetteurs et l'automatisation de la séquence de démarrage), et selon les besoins à venir, le remplacement du réchauffeur à gaz par un réchauffeur électrique.

Outre ces opérations prioritaires, d'autres travaux aux CAPEX très limités sont également importants :

? Le remplacement de la PSV manuelle de la colonne par une PSV pilotée. En effet, la

pression de sortie de la compression (78 bar), laissera peu de marge par rapport au « rating » des conduites (83 bar) ;

? L'installation de clapets individuels sur le refoulement des pompes de circulation glycol GX 509A/B ;

? L'installation d'une BDV (Blow Down Valve) pour faire face à un scénario de

dépressurisation d'urgence, dans la mesure où la colonne peut être isolée et exposée au feu.

3. 1 - Automatisation du procédé

Un processus industriel est un ensemble d'équipements qui permet, à partir d'énergie et de produits bruts ou non finis, de fabriquer des produits finis ou des objets directement utilisables. L'automatisation d'un processus revient à le placer sous la commande d'un système qui le conduit vers un objectif donné en dépit des perturbations qu'il subit.

L'étude de l'unité de déshydratation de gaz du site de Torpille, permet d'affirmer qu'un certain nombre d'actions de maintenance telle que le remplacement d'instruments manquants ou défectueux seraient bénéfiques pour l'opérabilité de l'unité et permettraient en outre de faciliter les diagnostics en cas de problèmes opératoires. L'ajout d'instruments et notamment de transmetteurs renvoyés en salle de contrôle, et enregistrés dans le SNCC, faciliterait également le suivi de la bonne marche de l'unité. Actuellement, trop peu d'informations sont reportées et enregistrées dans le SNCC. La figure 3.11 suivante expose la liste des instruments à implémenter pour un « monitoring » efficace de l'unité et le grafcet de démarrage de la figure 3.12 résoudra les problèmes de sécurité au démarrage.

50

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Figure 3.11 : Schéma d'optimisation unité SERTERE

Ainsi, en considérant uniquement une optimisation du procédé existant, les nouveaux instruments installés, permettront entre autre de :

> Contrôler les températures d'entrée et sortie de gaz et de TEG dans l'absorbeur et de

ce fait de s'assurer du respect de la différence de température requise (entre 5°C et 10°C) ;

> Analyser le point de rosée eau en sortie de l'absorbeur CA 503 et ainsi contrôler

l'efficacité du traitement effectué (prévoir possibilité de comparaison manuelle des résultats) ;

> S'assurer du degré de pureté du TEG en décelant et en anticipant sur une dégradation éventuelle par mesure du PH ;

> Permettre des dépressurations complètes de l'unité en cas d'arrêt d'urgence ;

> Permettre le contrôle des températures en ayant une vision globale des différentes étapes de préchauffage et chauffage ;

> S'assurer de l'opérabilité continue de l'unité selon les spécifications du constructeur ;

> Répondre aux besoins croissants de traitement par ajustement contrôlé des paramètres. En complément de ces modifications, une nécessité de revue et de consolidation de la procédure actuelle de démarrage implique la mise en oeuvre de l'automatisme de démarrage selon le grafcet présenté sur la figure 3.12 suivante :

Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Figure 3.12 : Grafcet de démarrage unité SERTERE

51

52

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

3. 2 - Installation du réchauffeur électrique

Le remplacement du système de réchauffage à flamme nue par un réchauffeur électrique permet de résoudre la plupart des problèmes de sécurité de l'unité, et est de ce fait prioritaire. Il a donc fait l'objet d'une étude d'ingénierie par l'entreprise Sofresid en trois parties :

+ Étude de l'installation des supports du faisceau électrique (modifications des serpentins du rebouilleur,)

+ Philosophie électrique de protection et de contrôle :

> Installation d'une salle technique pour les nouvelles armoires électrique

> Etude du câblage > Bilan de puissance

+ Consultation des vendeurs de réchauffeurs : suite aux résultats des deux études précédentes, les spécifications portent sur trois éléments :

> Un réchauffeur électrique BGHE 4301 > Un gradateur électrique BGIE 4301 > Un panneau de contrôle.

Photo 3.1 : Vue de profil unité SERTERE

Son installation (sur les supports existants du rebouilleur) nécessite un berceau guide (demi-tube) pour insertion dans le réchauffeur sans heurter les supports internes. Un aperçu du layout (voir photographie 3.1 ci-dessous) de TRM PFK indique qu'il y a suffisamment d'espace entre le rebouilleur et la colonne de désoxygénation située plus au Nord.

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Les spécifications du réchauffeur électrique (voir figure 3.13) s'appuient sur les calculs de Prosernat :

- Puissance du rebouilleur électrique estimée: 400 kW

> Puissance requise : 331 kW + 20% marge, basé sur le débit de gaz de 1.4 MSm³/d, soit 400 kW ;

> Le débit d'eau à évacuer est estimé à 63 kg/h. Hypothèse : tous les condensats

accumulés sont entrainé dans l'unité et doivent être vaporisés (calcul conservatif) ; > Pour un débit gaz de 1.7 MSm³/j, la puissance estimée du rebouilleur devrait être de

410 kW.

- Estimation de la taille du faisceau électrique

> Bride de 16"

> Longueur totale immergée : 3500mm > Flux de chaleur : 2.2 W/cm²

> 0% d'épingles en plus non connectées

La société Vulcanic propose une épingle électrique avec les caractéristiques suivantes :

> Longueur immergée : 4,10 m

> Longueur totale à installer : 5,075 m > Poids : 400 kg

Figure 3.13 : Epingle électrique BGHE 4301 (source : Audit unité SERTERE, Prosernat, 2014)

53

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

Section 4 : Étude économique

L'estimation des « manhours » de ces travaux est tirée de l'étude faite par la société Sofresid (cf. tableau 3.4), et les coûts par EST (voir tableau 3.5). Les faibles montants estimés sont en-dehors de l'intervalle d'étude EST. Il en résulte une forte imprécision dans les résultats. Pour ce type de travaux, une estimation par l'entreprise, plus au fait du contexte local, est préférable. C'est aussi la raison pour laquelle la demande de modification Instrumentation, et les installations de la BDV et des clapets anti-retour sur les pompes n'ont pu être estimés.

Phase

Préfabrication

Unité TEG

150 h

SIMOPS

Shutdown

4600 h

900 h

Installation of BDV

New

instrumentati on system

Installation of glycol pump flaps

Tableau 3.4 : Upgrade de l'unité de déshydratation : estimation des « manhours »

(source : Upgrading unité de déshydratation de gaz, Sofreid, 2014)

Bulk
mater
ial

Construct ion

Contrac tor EMS

EP
CI
cost

Compa
ny
costs

Contingen cies

35%

CAP
EX
P50

Coefficient

20%

20%

Main
équipem
ent

No estimation, estimate should be considered by TOTAL GABON

350 k$

568
k$

70 k$

58 k$

147 k$

171 3 k$

2775 k$

116 k$

343 k$

286 k$

104 k$

1208 k$

720 k$

266 2 k$

4313 k$

442
k$

532 k$

444 k$

156 k$

1621 k$

1118 k$

Installation of a piloted PSV

Replacement of internals+dem ister

Installation of an electrical heater

WU 4 TOTAL

52 k$

413 k$

100 k$

599 k$

120 k$

251 k$

970
k$

292 k$

34 k$

54

Tableau 3.5 : Upgrade de l'unité de déshydratation : estimation des coûts
(source : Upgrading unité de déshydratation de gaz, EST, 2014)

55

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

CONCLUSION

L'évaluation de l'optimisation du procédé de déshydratation du gaz naturel de la plateforme TRM-PFK du site de Torpille a permis de cerner trois axes principaux :

L'étude de l'aspect « sécurité » de l'unité a montré que des améliorations telles que l'installation d'un réchauffeur électrique en lieu et place du tube à feu existant permettrait de supprimer le facteur de risque lié au démarrage du brûleur ; cet élément étant le plus gros vecteur de risque de l'unité. D'autres modifications mineures explicitées plus en détails dans ce mémoire, permettraient également d'augmenter la sécurité de l'unité, notamment en phase de démarrage.

L'étude du fonctionnement de l'unité, permet d'affirmer qu'un certain nombre d'actions de maintenance telle que le remplacement d'instruments manquants ou défectueux, seraient bénéfiques pour l'opérabilité du procédé, et permettraient en outre de faciliter les diagnostics en cas de problèmes opératoires. L'ajout d'instruments et notamment de transmetteurs renvoyés en salle de contrôle, et enregistrés dans le SNCC, faciliterait également le suivi de la bonne marche du procédé de traitement. Actuellement, trop peu d'informations sont reportées, enregistrées.

Enfin, les performances de l'unité ont pu être mesurées et simulées dans les conditions actuelles de fonctionnement. Il peut être affirmé que l'unité atteint des performances tout à fait en ligne avec les spécifications requises.

En revanche, il n'est pas actuellement possible de confirmer les performances de l'unité de régénération dans les conditions futures de fonctionnement les plus sévères. Les calculs menés par Prosernat, montrent que la puissance de rebouillage requise (410kW), est supérieure à la puissance installée du tube à feu (350kW duty design). L'augmentation de la puissance disponible au rebouilleur est indispensable à l'augmentation de la capacité de traitement, dans les conditions énoncées dans le rapport. Cette augmentation peut être accomplie par l'installation d'un faisceau électrique de puissance adéquate - ce qui permettrait également de supprimer les risques liés au démarrage du bruleur existant.

Si les premières évaluations menées permettent de supposer que l'installation d'un faisceau

56

	Optimisation d'un procédé de déshydratation de gaz naturel

électrique de diamètre 16" est réalisable dans le rebouilleur existant, une étude complète est à mener afin de confirmer la faisabilité d'un tel remplacement. En outre, il semble important de notifier que l'augmentation de la capacité de traitement de l'unité de déshydratation par absorption au glycol, ne peut être envisagée sans le remplacement des plateaux de la colonne de déshydratation.

XI

RÉFÉRENCES BIBLIOGRAPHIQUES

1. « Analyses d'évènements de Torpille », Total Gabon, 2006-2015.

2. « Analyses fonctionnelles - Process control & safety system TRM PFK », EVOLUTEC, Rev 3.0, 12/07/2010.

3. « Historique de Total Gabon », www.total.ga.

4. « Manuel d'Exploitation - secteur Torpille», Total Gabon, Rev 0, 30/05/2005.

5. « Notice de mise en service régénération glycol de Torpille », SERTERE, Ref 137, Rev A, 06/09/2001.

6. « PHILOSOPHIE ELECTRIQUE PROTECTION & CONTROLE », SOFRESID Engineering, Contractor doc. No.:S47537, GA-TOR-04-SEN-030001 rev00, 25/06/2014.

7. « Préimplantation du réchauffeur dans le rebouilleur », SOFRESID Engineering, Contractor doc. No.:S47537, mark-up drawing, 10/06/2014.

8. « PRO/II academic manual - student edition », Invensys SIMSCI-ESSCOR, USA, 2007.

9. « Procédure de démarrage de l'unité de déshydratation de gaz », Nicolas SAULET, Total Gabon, 2014.

10. « Review of the existing Gas Dehydration Unit of Torpille Installation (TRMPFK) - GABON », Kingsley EZEAGWULA / Aurelie CHAMORET, DEV/ED/ECP, 284ECP13, 21/11/2013.

11. « Revue Qualité APP - Avant-projet "Torpille compression gaz" - WU 2 et 4 », Guillaume POTTIER, DEV/ED/APP, 250APP14GP, 26/06/2014.

12. « SPECIFICATION FOR ELECTRICAL HEATER - BGHE 4301 », SOFRESID Engineering, Contractor doc. No.:S47537, GA-TOR-04-SEN-030004 rev00, 10/06/2014.

13. « TECHNICAL BID - TORPILLE - TRM DEGOULOTTAGE - TEG Reboiler Electrical Heater and Thyristor Control Panel », Jean-Louis FARIZZANO, VULCANIC, 66144/JLF064652 Rev 00, 16/06/2014.

14. « Torpille - Rapport d'audit et de test de l'unité glycol de Torpille TRMPFK », PROSERNAT, n° 61320-001, 09/04/2014.

15. « TRMPFK - Electrical Consumer List and Load Balance », SOFRESID Engineering, Contractor doc. No.:S47537, GA-TOR-04-SEN-030002 rev00, 12/06/2014.

ANNEXES

XII

Annexe I : Diagramme de McKETTA XIII

Annexe II : Synoptique SNCC « vue générale gaz - TRM » XIV

Annexe III : Synoptique SNCC « unité SERTERE - TRM » XV

		H2O CONTENT OF MOISTURE SATURATED GASES -- Chart of McKETTA --
enspm F°rrr..n4~ IMI.IET N I FF. . TRAPN IMta			-- Chart 1-

80000

60000

40000

20000

10000

8000

600D

4000

2022

1000

800

61X1

400

200

¹pp^1X1 1X1

60

40

20

10

8

5

4

2

2

II O Content of saturated wet gas (IbVMMSCF)

80000

60000

40000

20000

10000 B000

6000

4000

2000

1000

800

690

400

200

100

80

60

40

20

10

8

5

4

2

1

.60 .20 4

XIII

20 40 60 BO 100 120 140 160 1B0 21X1 240 280

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@ 21}09 - I F P Training

Annexe I : Diagramme de McKETTA (source : Traitement des gaz, IFP Training, 2009)

XIV

Annexe II : Synoptique SNCC « Vue générale gaz - TRM »
(Source : Interface opérateur, DeltaV EMERSON, 2015)

XV

Annexe III : Synoptique SNCC « unité SERTERE - TRM »
(Source : Interface opérateur, DeltaV EMERSON, 2015)

XVI

TABLE DES MATIÈRES

Remerciements IV

Dédicace V

Avant-propos VI

Résumé VII

Sigles & abréviations VIII

Table des illustrations IX

Sommaire X

Introduction 1

Première partie : Introduction au traitement de gaz naturel 3

Chapitre I : Le gaz naturel 4

Section 1 : Généralités sur le gaz naturel 5

Section 2 : Spécifications technico-commerciales 5

2. 1 - Spécifications commerciales 5

2. 1. 1 - Teneur en H2S 6

2. 1. 2 - Souffre total et autres contaminants 6

2. 1. 3 - Teneur en CO₂ 6

2. 1. 4 - Point de rosée 6

2. 1. 5 - Pouvoir calorifique 7

2. 2 - Spécifications pour le transport 7

2. 2. 1 - Point de rosée eau 7

2. 2. 2 - Teneur en hydrocarbure liquide 7

Section 3 : Bases théoriques du traitement de gaz naturel 8

3. 1 - Teneur en eau 8

3. 1. 1 - Détermination graphique 8

3. 1. 2 - Détermination empirique 9

3. 2 - Techniques de traitement du gaz naturel 10

Chapitre II : Hydrates de gaz 11

Section 1 : Nature 11

Section 2 : Conditions de formation 11

2. 1 - Présence d'eau liquide 13

2. 2 - Présence d'hydrocarbures légers 13

2. 3 - Réalisations de certaines conditions (P, T) 13

Section 3 : Prévention contre les hydrates 14

Deuxième partie : Description du procédé de déshydratation 16

Chapitre I : Présentation du complexe de Torpille Marine 17

Section 1 : Historique du champ de Torpille 17

Section 2 : Installations de production 19

Section 3 : Philosophie d'exploitation 21

3. 1 - Mode d'exploitation 21

XVII

3. 1. 1 - Champs 21

3. 1. 2 - Réseau gaz HP 22

3. 1. 3 - Réseau huile 22

3. 2 - Mode de fonctionnement 22

3. 2. 1 - Détection feu & gaz 23

3. 2. 2 - Réseau électrique 23

3. 3 - Organisation du travail 23

Chapitre II : Description du procédé de déshydratation de gaz naturel 24

Section 1 : Section de déshydratation par absorption 24

Section 2 : Section de régénération du TEG (Unité SERTERE) 27

Section 3 : Contrôle & supervision du procédé 31

Section 4 : Système de sécurité 33

Troisième partie : Optimisation du procédé de déshydratation de gaz 34

Chapitre I : Simulation de l'unité SERTERE 35

Section 1 : Présentation du simulateur Pro/II 35

Section 2 : Principes de fonctionnement du simulateur 37

Section 3 : Simulation du procédé 39

3. 1 - Vue d'ensemble 39

3. 2 - Construction du modèle d'optimisation 40

Section 4 : Résultats obtenus & Interprétations 44

Chapitre II : Optimisation du procédé 45

Section 1 : Analyse d'évènements 45

1. 1 - Démarrage du bruleur du rebouilleur de glycol 46

1. 2 - Problème de pressurisation de la régénération 46

Section 2 : Performances du procédé 47

2. 1 - Spécifications techniques 47

2. 2 - Potentiel hydrogène du TEG 47

2. 3 - Paramètres réglants de l'absorbeur 48

Section 3 : Amélioration du procédé 49

3. 1 - Automatisation du procédé 49

3. 2 - Installation du réchauffeur électrique 52

Section 4 : Etude économique et environnementale 54

Conclusion générale 55

Références bibliographiques XI

Annexes XII

Table des matières XVI

L'objectif principal de ce travail, est de fournir des propositions d'amélioration du procédé existant de déshydratation de gaz naturel du site de Torpille de l'entreprise Total Gabon. Cette unité a été le théâtre de plusieurs incidents de sécurité à haut potentiel de risque et sa capacité à accompagner le dégoulottage de la chaîne gaz est incertaine. L'optimisation du procédé ici décrite, se basera sur les résultats de sa simulation grâce au logiciel thermodynamique Invensys PRO/II®; ainsi que sur la nécessité d'automatiser les processus de démarrage et de marche normale. En effet, l'étude du fonctionnement de l'unité, permet d'affirmer qu'un certain nombre d'actions de maintenance telle que le remplacement d'instruments manquants ou défectueux, seraient bénéfiques pour l'opérabilité du procédé, et permettraient en outre de faciliter les diagnostics en cas de problèmes opératoires. L'installation d'un réchauffeur électrique, en lieu et place du tube à feu existant, permettrait de supprimer le facteur de risque lié au démarrage du brûleur - cet élément étant le plus gros vecteur de risque de l'unité.

Mots-clés : Gaz - Hydrates - Déshydratation - Simulation - Optimisation - Sécurité.

The main objective of this work is to provide proposals for improving the existing process natural gas dehydration of production site Torpille of the company Total Gabon. This unit has been the scene of several safety incidents with high risk potential and its ability to support the debottlenecking of the gas chain is uncertain. The optimization of the process described here, will be based on the results of its simulation software through thermodynamic Invensys PRO / II®; and the need to automate startup and normal operation process. Indeed, the study of the functioning of the unit, for the proposition that a number of maintenance actions such as the replacement of missing or defective instruments are beneficial for the operability of the process and allow for further facilitate diagnostics in case of operating problems. The installation of an electric heater, instead of in existing fire tube would remove the risk factor linked to the burner start - this element being the biggest risk of vector unit.

Keywords : Gas - hydrates - dehydratation - simulation - optimization - safety.