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
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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.
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Secteur Torpille (principal)
|
Satellites Torpille
|
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Champs
|
TRM
|
TNEM
|
MSSM
|
BDM-BDNM
|
BSM
|
GIM
|
PAM
|
|
Réservoirs
|
Anguille Inf. / Term.
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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
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