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CHAPITRE III : RESULTATS ET DESCUSSION

1. ennemi 36 III 5 2 Avec solvant Diglycolamine DGA ss 38 I5 5 4 VCC Te MENINO scias scho DN D DNE ee 40 HS 4 avec solvant methyldrethanolamime MDE 42 III 5 5 Avec solvant di thanolamine DEA rss 44 111 6 Section des essayes des solvants a concentration fixe Essaye des solvants un seul 51030670001 osse ooo oM oL c IM I M uA EDD I I DIDI MO I II MD ns sn nes 46 CONCEUSION RSS SNA esta LU LIU EDU UELLE nda 48 REFERENCES BIBLIOGRAPHIE S ase 48 usse beu a MEM ol CN UON PD UE Ode 51 PROCEDURES DE SIMULATION PAR HYSYS Tableau 1 1 Principales z olithes industrielles d apr s DE SCAMPS 2004 2 Tableau I 2 Solvant d absorption physique d apr s Kohl et Nielsen 1997 Bucklin et Schendel ISOLDE SCAM SLOSS 5 Tableau II 1 Les classes des syst mes qui utilisent le mod le 6 CAT POS T DL TUE 17 Tableau II 2 Les limitations de solubilit d quilibre qui devraient tre observ es en utilisant 111806701796 T 18 Tableau II 3 Tableau r sume les diff rents cas qui ont t utilis s pour d finir l enveloppe de fonctionnement pour l unit d limination de gaz acide AGRU 23 Liste des figures Figure 1 1 Zeolithe de type a DE SCAMPS 2004
2. Re 3 Figure 1 2 Procede psa pressure swing adsorption DE SCAMPS 2004 4 Figure 1 3 Schema de la section d absorption des gaz acides GL2 Z sss 1 Figure II 1 Installation et principe de procede de la decarbonatation 12 Figure II 2 Schema descriptive du procede d absorption 255522222 13 Figure II 3 schema simplifiee sur la fraction liquide dans chaque plateau 20 Figure il 4 Schema fonctionnel ede nr tos ros oett 22 Figure II 5 Schema descriptif du procede de decarbonatation de krecheba IN SALAH 25 Figure II 6 Schema simplifiee du procede 26 Figure III 1 Developpement de fraction molaire de co2 en phase liquide et phase vapeur DERO DIC de 1 1 1 11 11118 29 Figure III 2 Teneur en CO dans le gaz traite par fraction massique de solvant MEA 3 Figure III 3 Teneur en CO dans le gaz traite par fraction massique de solvant DGA 32 Figure III 4 Teneur de CO en gaz traite par concentration de solvant MDEA 33 Figure III 5 Teneur en CO dans le gaz traite par concentration de solvant DIPA 34 Figure III 6 Concentration de CO par rapport le d bit de solvant METHANOL 35 Figure III 7 Concentration de CO pour une concentration massique minimal
3. 2 O 2 0 01 FT P 8 6 9 e 0 00 0 5 10 15 20 25 NOMBRE DE PLATEAU Figure III 16 concentration de CO pour une concentration maximale de solvant DEAmine La Figure III 16 pr sente la concentration maximal de CO en phase gazeuse et liquide par rapport aux nombres de plateaux hauteur de la colonne pour une concentration maximal du solvant DEAmine Les courbes des deux phases sont presque accorde on observe une diminution de la fraction molaire de CO on phase gazeuse d une fa on plus rapide entre le plateau n 24 et le plateau n 20 et une extinction de CO au plateau 3 En remarque que le CO qui diminu en phase gazeuse s merge la phase liquide d une fa on tr s rapide et plus grand Alors que le CO diminue partir de plateau n 13 en phase gazeuse et il augmente d une fa on plus cours partir du plateau n 10 pour atteindre des valeurs maximal au plateau 45 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION III 6 Section des essayes des solvants a concentration fixe Essaye des solvants un seul absorbant 0 08 0 07 X X X X x X X t TE 006 9 5 e a 08 ua m 0 05 pn e o 7 O 9 O o 8 0 04 e e e X n 0 03 7 0 02 X E 0 01 X m X 0 yx x x X 0 5 10 15 20 MDEA EMEA ADIPA XDGA XDEA TEA METHANOL
4. CHAPITRE I Description des proc d s 186 0 utilis avec des charbons activ s pour liminer l eau et le CO et des z olithes 5 A pour le CO et le CHa e S paration du CO de l air des unit s de production de gaz cryog nique L air est comprim 0 8 MPa et refroidi 281 K avant d entrer dans la colonne d adsorption La r g n ration est r alis e par balayage l azote 373 K et d pressurisation la pression atmosph rique DE SCAMPS 2004 Alunentation Adsorbeur 1 raz traite d ouverte Vanne p H ferm e Figure I 2 Proc d PSA Pressure Swing Adsorption DE SCAMPS 2004 I 2 SEPARATION PAR ABSORPTION PHYSIQUE I 2 1 Principe de absorption physique I 2 1 1 Rappel th orique Le gaz acide est absorb dans un solvant physique du fait de la diff rence de solubilit par rapport aux autres constituants de la phase gazeuse L quilibre liquide vapeur d pend de la pression partielle du compos dans la phase gazeuse La d sorption est r alis e dans le sens inverse c est dire la s paration du compos volatil absorb du solvant Elle s effectue simplement par abaissement de la pression ou par un lavage avec un gaz inerte sans qu il soit absolument n cessaire d apporter de la chaleur La concentration du composant absorb en phase liquide proximit de la surface est lev e donc elle limite la vitesse d absorption o l importance du choix des internes garnissage ou pla
5. L 2 Ls L 1 x 3 1 Et que on a les relations de liquide et du gaz la relation globale qui rassemble un bilan globale de mati re seras comme suit Gs Y1 Y2 Ls X1 X2 II 05 C est donc l quation de fonctionnement avec la pente Ls Gs qui traverse les ordonn es X 1 Y1 au fond entr de gaz sortie deliquid et X 2 Y2 au dessus sortie de gaz entr de liquide Par Exemple on Consid r une colonne avec entr de gaz 1 0 0401 entr liquide x2 0 01492 sortie de gaz y2 0 00383 et sortie liquide x1 0 04263 le calcul pour L G donne L 0 0401 0 00383 _ G 0 04263 0 01492 Et donc c est possible de calculer ce qui suit 1 La composition des deux entr de produit est allum e d pendante L G 2 Pour une s paration constante le r glage de la composition de l un ou l autre produit a comme cons quence la commande de la composition de l autre produit d au rapport entre x et y tant fixe II 2 1 2 Th orie de transfert de mati re simplifie Pour de basses concentrations d un corps dissous dans la phase liquide et si le corps dissous forme une solution simple La loi d HENRY s applique pi Hx 11 06 La pression partielle du corps dissous dans la phase gazeuse est une fonction de composition de gaz la loi de DALTON s applique 16 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION pi yP II 07 La combinaison donne le rapport d quilibre pour
6. partir d un coulement turbulent est l existence d une r sistance au transfert de mati re localis e dans une r gion de faible paisseur adjacente l interface A l entr de la colonne le gaz et le liquide solvant sont d termin s par la proc d avec le d bit liquide tant la seule variable pour ajuster les compositions en de sortie l tat d quilibre le bilan de mati re global pour chaque composant Gas Outlet G2 Gs Y2 y2 2 Liquid Inlet L2 Ls X2 x2 Mass balance on absorbend EI 3 dili E Gs Y 1 Y2 Ls X1 X2 X2 lt x2 1 x2 EE Slope of operating line Absorber Ls Gs Y1 Y2V X1 X2 Top Pressure Pt Design Case Process normally sets Gs Y1 and Y2 X2 Determine LL a Economic Ls and X1 Y1 yT 1 y1 p1 Pt p1 Liquid Outlet L1 Ls X1 x1 LL Gas Inlet G1 Gs Y 1 y1 p1 Figure II 2 sch ma descriptive du proc d d absorption Desideri et al 1999 L entr du gaz G1 fraction molaire y1 pression partielle p1 ou rapport molaire Y1 donc le gaz relativement insoluble anti diffusant Gs est reli s comme suit 15 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION y P II 01 1 y Pt P G 1 02 lt 601 lt L entr liquide L1 un point dans la colonne comprend le type de dissoute la fraction molaire x1 ou le rapport molaire X1 et non volatile Ls et sont reli s comme suit X 11 03
7. Tableau 1 1 Principales z olithes industrielles d apr s DE SCAMPS 2004 Diam tre de pore Application nm S paration du CO du gaz naturel S paration de l air S chage X Purification de l hydrog ne S paration des mercaptans du gaz naturel S paration du Xyl ne Silicate S paration de organiques contenus dans l eau S paration du Xyl ne D une part on distingue les oxydes d aluminium 41201 le gel de silice 5102 et les tamis mol culaires z olithes Celles ci sont des aluminosilicates arrang es en structures cristallines et poreuses r sultat des enchainements de t tra dres de S104 et AIO4 voir Tableau 1 1 et Figure 1 1 Elles se distinguent par le type de cation qu elles contiennent et par la dimension de leurs pores D autre part on distingue les adsorbants contenant majoritairement du Carbone ce sont le charbon le charbon actif et les tamis mol culaires base de Carbone Les tamis mol culaires sont caract ris s par la distribution fine des tailles de leurs micropores ce qui permet de s parer les mol cules dans les m langes de gaz par diff rence de leurs dimensions L impr gnation des adsorbants exemple le charbon actif permet la combinaison la fois de ph nom nes de chimisorption et de physisorption l ajout d une r action chimique permet d augmenter la capacit d adsorption Les adsorbants finissent par se d grader avec le temps par changements irr versibles de leur st
8. d amines dans Aspen HYSYS L Aspen HYSYS de simulation est principalement bas sur les calculs d quilibre Donc la r action Rxn 11 03 est suffisante pour pr voir le proc d d absorption 11 3 Mod le thermodynamique 17 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION II 3 1 choix de mod le thermodynamique Les mod les thermodynamiques sont n cessaires pour le calcul des propri t s physiques des fluides dont les hydrocarbures sur un ventail de conditions de fonctionnement 11 3 2 Le mod le thermodynamique choisie Amine pkge Le mod le d amine Amine pkge contient les mod les thermodynamiques d velopp s par Robinson et al 1978 pour les propri t s du systeme Leur mod le de propri t d amine est disponible sur une option avec Aspen HYSYS nous donnant acc dent un mod le prouv de propri t pour la simulation fiable pour l utilisation d amine tout en maintenant la capacit d employer les possibilit s d coulement puissantes dans l Aspen HYSYS Pour d terminer les propri t s d amines Le mod le thermodynamique Peng Robinson est utilis pour la phase vapeur RT a t 1I 10 8 vb v vt b b v b avec a a 45724 TE Pe II 11 et b 0 07780 II 12 Pour la phase liquide on emploi le mod le lectrolyte Li Mather Di P Hi xy yi I 13 18 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION La base de donn es de propri t chimique e
9. Define trom Other Steam Figure 4 fen tre d information d entree Gaz D autres caract ristiques de jets faites sont l alimentation r g n r e hors de la chaleur d amine amine la temp rature d changeur pour commander le facteur de pi d changeur DEA la temp rature de conjoncteur la pression et le d bit composent la temp rature de l eau et le DEA pour r utiliser la temp rature Avec ces caract ristiques faites HYSYS se servent de sa flexibilit du calcul en avant et pour simuler vers l arri re compl tement le proc d Une des t ches rigoureuses est convergence de l amortisseur et du r g n rateur pour converger l amortisseur l amortisseur la temp rature et de la pression dessus et bas ont t indiqu es et course Figure 5 Tandis que le r g n rateur est converg en indiquant la pression de condensateur et de re chaudi re le rapport de reflux et le passage valuent la colonne est alors couru Figure 6 In anm 1 100 COL1 Fluid Pke Basis 1 Amine Pke KE Couma Nase 0 Subflowshest Tag COLI Top Stage Iriet DEA to contactor Steam Type Oraw Stage lt S eam gt gt Stage Numbenng f TopDown C Bottom Up Ed Trays Design Parameters Side Ops Rating Woiktheet Performance Flowsheet Reactors Oynamcs Delete Column Erwiormert Run Bee SE 17 Update Outlets proved Figure 4 fenetre converg e de l absorbeur de CO Column 1 101 COM Fluid
10. L utilisation de MDEA comme solvant pour l limination s lectif de H2S dans diverses applications savoir le traitement du gaz du proc d s Claus et le traitement du gaz de synth se Le proc d avec MDEA comme solvant offre un certain nombre d avantages e Plus conomique d nergie dans le proc d e Faible impact de corrosion e Sa basse pression de vapeur rendre son utilisation en concentrations lev es possible jusqu 60 en massique e Excellente stabilit thermique et chimique 32 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION En raison de ces nombreux facteurs favorables le MDEA est le solvant non s lectif pour l limination des concentrations lev es de CO est d int r t consid rable 0 017 0 016 0 015 0 014 0 013 0 012 0 011 0 010 fraction molaire de CO2 dans gaz pauvre 0 35 0 40 0 45 0 50 0 55 0 60 fraction massique de MDEA dans le solvant Figure III 4 teneur de CO en gaz trait par concentration de solvant MDEA La Figure III 4 repr sente la variation de la fraction molaire de dioxyde de carbone contenant dans le gaz pauvre gaz trait en fonction de diff rents valeurs de concentration fraction massique de MDEA m lange eau et amine Cette courbe est d une forme hyperbolique donc la valeur de fraction molaire de CO2 dans le gaz pauvre d croissent avec l augmentation de fraction massique de MDEAmine dans le m lange de solvant eau amine CHAPITRE III RES
11. 15 ppm volume respectivement e La concentration du COzde 6 6 mole base s che y compris la marge de design d environ 0 1 mole 4o est le seuil maximal pr vu dans le gaz un d bit de conception CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION To Acid Gas Flare From Export Gas T PY 8 Dehydration Contactor 117 c 8 ir ic Dui To 202 Compression o Export Sys iem lt 1 2 Dehydration Facility i 5 WD HP Flash Drum eS a as From Cyclone Separator VDID28105 Up Reflux Druin HC 026104 LP Flash Ta Train 2 LT 7 A Reciche p Water From Bt PA 0551 Acid Gas Flare KG Reflux Pung Drum 58 182 H 1 Feed Gas IA Pu J L105 Fk mr 1 F d Ard Foam To LP Fish Drum e ce Ar Foam To HP Flash m 7 Drum PA aI 2 Am Foam Tb CO Lean 6 Slipper Cireulalise Purge 0 CS 7 FIM Pil rar ET Hot Wakor Supply Laan Amine Cabos Filter 15 PA 1221016 Laan Amina Booster Fump HE Laan Amina Cooler HE 1251027 LeanRich Exchanger EB MEB CE HEI LAE Laan Amina Laan Amina Ilacharnical Fier Guard Filter LE At To Amit Storage Tank Het Water Faturn ne Make Up From Storage 26 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION 11 4 3 Descrip
12. CH CH 5 NH e La solution aqueuse de di thanolamine DEA NH CH2 CH gt 2 OH gt e La solution aqueuse de tri thanolamine TEA N CH CH OH 3 Le comportement des trois alkanolamines et leurs aptitudes a fixer le CO diff re Parmi ces absorbants la TEA t la premi re des alkanolamines tre utilis e pour l limination du compos des gaz acides dans le gaz naturel et elle a t remplac principalement cause de sa faible r activit et de sa stabilit assez faible En effet si le gaz naturel ne contient pas de sulfure de carbonyle COS et de sulfure CS2 en utilise souvent de la MEA qui est tr s active mais si le gaz naturel contient du COS il est pr f rable d utiliser le DEA car le MEA r agit avec le COS pour donner des compos s stables non r g n rables Industriellement on rencontre toute une plage de concentration des alkanolamines utilisables dans une solution aqueuse afin d viter leurs effets sur les installations La plage normale pour la MEA est de 15 25 massique mais des concentrations faibles sont pr f rables des solutions respectivement de 25 35 et de 30 40 massique pour la DEA et la TEA DE SCAMPS 2004 11 Vy MNT 0 AMIR ES CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION II Mod lisation Du Proc d De la D carbonatation Bibliographie du proc d a simul La possibilit d liminer le CO dans le gaz naturel a augmen
13. CO pour concentration massique minimale de solvant MDEAmine La Figure III 13 pr sente la valeur minimal de CO la phase gazeuse et la phase liquide par rapport aux nombres de plateaux hauteur de la colonne pour le solvant m thanol Les courbes de deux phases ont une forme inclus pour la courbe de la phase gazeuse en observe une diminution de la fraction molaire de CO depuis le plateau n 24 plateau n 1 Ainsi que la courbe de la phase liquide la fraction molaire de CO depuis le plateau n 24 Alors que la fraction molaire de CO diminu la phase gazeuse et augment la phase liquide La fraction molaire de CO2 r duit de 0 662 0 015 A la sortie de la colonne 42 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION Fraction molaire w 0 6 CO2 IN GAS PHASE CO2 IN LIQUID PHASE FRACTION MOLAIRE CO2 0 5 10 15 20 25 NOMBRE DE PLATEAU Figure III 14 concentration maximal de CO par le solvant de MDEA La Figure III 14 pr sente la valeur maximal de CO la phase gazeuse et la phase liquide par rapport aux nombres de plateaux hauteur de la colonne pour le solvant m thanol Alors la fraction molaire de CO diminu la phase gazeuse et augment la phase liquide d une fa on significatif Entre le plateau n 24 et le plateau n 15 les fractions molaires de CO ont des valeurs proches Pour le reste des plateaux les fractions de CO sont diff rents et l cart entre elles
14. Rappel th orique Les proc d s d adsorption consistent exploiter la capacit de certains solides concentrer sur leurs surfaces des substances pour les extraire d un m lange liquide ou gazeux Un constituant du m lange l adsorbat s adsorbe sur un solide l adsorbant Les proc d s d adsorption sont de deux types Le premier consiste en la chimisorption de l adsorbat ce qui consiste en la cr ation de liaisons chimiques fortes avec la surface du solide Ce proc d n est pas toujours r versible Le second la physisorption met en jeu des forces de van der Waals et des forces dues aux interactions lectrostatiques Quand ces forces d interactions sont plus importantes que celles existant entre les mol cules du gaz celui ci peut se condenser la surface du solide Le ph nom ne est alors parfaitement r versible par augmentation de la temp rature ou par abaissement de la pression C est dans ce deuxi me type d adsorption que sont d velopp s les principaux proc d s industriels Les adsorbants sont des solides fortement poreux fournis sous formes granulaires Ils sont caract ris s par leur importante surface sp cifique qui s exprime en m kg la taille des pores et leur distribution Les adsorbants les plus utilis s industriellement sont de deux sortes les compos s contenant des atomes d oxyg ne et ceux contenant majoritairement du carbone DE SCAMPS 2004 CHAPITRE I Description des proc d s 185 0
15. en CO environ 50 moles provenant du ballon HP est achemin sous contr le de pression soit vers le stripper ballon de reflux pour rejoindre le syst me de r injection ou ventuellement vers la torche gaz acide e Le ballon flash HP est muni d une installation de distribution de liquide et d un lit garnissage al atoire d anneaux d une hauteur de 3 m tres pour assister la lib ration du m thane CO dissous de la solution d MDEA riche e La pression de la solution d amine riche r sultante est abaiss e davantage achemin e vers le ballon flash BP qui fonctionne une pression de 1 7 bara e Le ballon flash BP est muni d une installation de distribution de liquide et d un lit garnissage al atoire anneaux Pall m tallique de type Flexible 2 d une hauteur de 6 0 m tres e Le distillat COzde t te du stripper une temp rature de 103 cet une pression de 1 8 bara alimentera par le bas le ballon flash BP le ballon flash BP o 1l joue le r le d agent d puisement et am liore l efficacit de s paration du CO 27 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION e Le courant de gaz acide de t te sortant du ballon flash BP sous une temp rature avoisinante de 78 C passe au condenseur flash BP o il est refroidi jusqu une temp rature de 55 C e e courant de gaz acide refroidi passe ensuite vers le ballon de reflux o l eau condens e est limin e puis repomp e vers le ballon flash BP sous co
16. l unit de compression pour assurer sa r injection e Le CO est aussi d shydrat entre le 3eme et 4eme tage de compression e En cas de capacit de r injection insuffisante ou indisponibilit des installations de compression CO le gaz acide est vent travers la torche de gaz acide 23 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION Sch ma fonctionnel Export Gas to Dehydration Facility Cyclone Separator Gas from Krechba Field a 1 CO2 Compression amp Dehydration Acid Gas Removal Unit Re Injection Unit Gas from REG TES Interfield Pipiline Cyclone Separator Figure II 4 sch ma fonctionnel AGRU II 4 1 Unit D limination de Gaz Acide AGRU Deux trains d extraction de COzen service 50 chacun sont fournis Krechba CPF pour traiter le flux combin de gaz d exportation des champs de REG TEG et Krechba 11 4 2 Base de design Un proc d d absorption phase unique de Methydiethanolamine activ a MDEA est utilis pour le traitement du gaz d exportation afin de satisfaire les sp cifications relatives au gaz produit et qui doivent tre inf rieures ou gales aux valeurs de 0 3 mole en CO2 et 2 0 mg Cm3 en 24 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION Tableau II 3 tableau r sume les diff rents cas qui ont t utilis s pour d finir l enveloppe de fonctionnement pour l unit d limination de gaz acide AGRU Ann
17. la concentration de phase vapeur avec la phase liquide Hx um II 08 P la pente m relie le corps dissous en gaz yi l quilibre au corps dissous dans le liquide x H II 09 m P 11 2 2 M canismes d absorption avec r actions Les d tails des m canismes de l absorption de CO par une solution d amine dans plusieurs litt ratures au sujet des mod les comportant des m canismes dont le transfert de mati re Lars E 2007 le CO se transfert du gaz au liquide et alors il est absorb dans la solution liquide la phase liquide a de surface adjacente de gaz dans m m et le barrage liquide dans m3 m3 sont des param tres principaux en d crivant de tels m canismes Dans le liquide le CO r agir avec d autres composants On assume que normalement les r actions suivantes ont lieu quand le CO r agit dans une amine primaire comme le MEA Dans le cas de MEA NH2C2HOH R est 002 RNH RH NCOO Rxn II 01 RH3 NCOO RNH2 RH2NCOO Rxn II 02 Selon les r actions Rxn II 01 et Rxn II 02 deux moles de MEA sont n cessaires pour absorber une mole de CO la r action est simplement CO2 gaz CO2 absorber Rxn II 03 Le taux d limination de CO est limit par la nature d absorption de r action chimique et par les conditions op ratoires des r actions interm diaires entres les r actions Rxn II 01 et Rxn 11 02 devraient tre inclus Ceci est fait dans un mod le de propri t
18. liquide et le gaz Les colonnes d absorption sont g n ralement des colonnes plateaux ou garnissage Les plateaux permettent de diviser le gaz en petites bulles dans un flux ascendant vertical Celles ci sont introduites dans la phase liquide laquelle circule horizontalement le gaz et le liquide circulent donc courant crois s Les colonnes garnissage permettent de diviser le flux de liquide en films fins travers le gaz circulant contre courant Le gaz purifier est introduit en pied de colonne d absorption tandis que la solution est introduite en t te de colonne Figure 1 3 La solution riche en solut s coulant en pied de colonne est r chauff e dans un changeur crois avec la solution pauvre c est dire avec la solution r g n r Cette solution riche est alors introduite dans la colonne de r g n ration Dans les unit s traitant les gaz acides pression lev e un ballon de d tente maintenu pression interm diaire est parfois utilis avant la colonne de r g n ration Le solvant pauvre provenant de la colonne de r g n ration apr s un premier refroidissement dans l changeur avec le solvant riche puis refroidissement plus pouss avec de l air ou de l eau est r introduit CHAPITRE I Description des proc d s 185 0 dans la colonne d absorption Le gaz s par sortant de la t te de la colonne de r g n ration contient de la vapeur d eau laquelle est condens e puis
19. mod le d tage d quilibre D tape pr sentant de rendement L o y est la fraction de CO dans le gaz portant de l tage y 2 1 est la fraction partant de l tage ci dessous et y est la fraction de CO dans l quilibre avec l abandon de liquide a l tage Ceci est illustr sur la Figure II 3 21 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION Tray n 1 Figure II 3 sch ma simplifi e sur la fraction liquide dans chaque plateau La plupart des logiciels de simulation ont des mod les pour mettre en application l efficacit de composant dans un mod le de colonne Le mod le de propri t d amines dans Aspen HYSYS a une m thode sp ciale d valuation pour pr voir cette efficacit de Composant Ceci est bas sur le travail de Tomkej et al 1986 Improved Design of Amine Treating Units by Simulation using Personal Computers Ce mod le est bas sur des exp riences sur l migration de CO du gaz naturel haute pression Dans Aspen plus lui est galement possible pour indiquer ces efficacit s explicitement 1 n un mod le d absorption ou de colonne de distillation Aspen plus a un mod le de colonne RateFrac qui peut inclure des pressions ex de taux cin tique dans des r actions chimiques chaque GE de sta Lars 2007 11 3 5 ASPECT MATHEMATIQUE GENERAL Pour converger un mod le de colonne dans un logiciel de simulation toutes les quations d crivant l quilibre le gaz et les coul
20. r e e a solution d amine pauvre sera par la suite refroidie l air jusqu 55 C contre du gaz d alimentation dans le pr chauffeur d alimentation et puis est envoy e vers l absorber CO e Sur chaque train un coulement continu de la solution d amine pauvre quivalent al5 de la solution dans l inventaire passe de la d charge du refroidisseur de la solution d amine r g n r e un syst me de filtration de la solution d amine pauvre Ce syst me se compose d un filtre de garde en amont d un filtre charbon actif et d un filtre m canique plac en aval du filtre charbon 28 2 4 QON 0 S E CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION HI CHAPITRE III RESULTAT ET DESCUSSION III 1 Introduction Cette partie du travail consiste expos les r sultats d termin s par la mod lisation de la section de traitement des gaz acides contenant dans le gaz naturel diff rents concentration des solvants chimique et physique III 2 Section des essayes III 2 1 Colonne d absorption de CO de l unit Krcheba simulation des donn es actuelles CQ2 in GAS phase CO2inLIQUID phase fraction molaire de CO2 0 5 10 15 20 25 nombre de plateau Figure III 1 d veloppement de fraction molaire de CO en phase liquide et phase vapeur par nombre de plateau La figure III 1 pr sente la distribution de quantit de CO fraction molaire le long de la colonne d absor
21. solutions aqueuses d alcanolamines implique des r actions exothermiques Les effets de la chaleur sont des facteurs important dans les proc d es d absorption par solution d amine et sont correctement pris en consid ration dans le mod le de propri t d amines Les corr lations pour les solutions sont install es en fonction de composition et d amine Le mod le d amines employer un mod le sp cialis d efficacit d tage pour permettre la simulation des colonnes Ce mod le calcule les efficacit s composantes chaque tage notamment le calcule de CO est bas es sur le dimensionnent du plateau donn et les conditions internes Les diff rentes efficacit s composantes de chaque tage sont des fonctions de pression temp rature compositions en phase d bits des propri t s physiques conception m canique de plateau et des dimensions aussi bien que des param tres cin tique et de transfert de masse L amine Pkg emploie les m thodes de calcul suivantes e Liquide Mod li Mather e Vapeur Peng Robinson e Enthalpie Entropie courbe progress 11 3 3 Mod le d quilibre La concentration de CO dans le gaz peut tre exprim e par la pression partielle pco par exemple en bar et la concentration dans le liquide peut tre exprim e par Cco par exemple en mole m3 L quilibre entre les concentrations du CO2 dans un gaz et un liquide peut tre repr sent comme fonction pCO2 f CO2 11 13 Cette express
22. 2005 Desorber energy consumption amine based absorption plant ont tudi la d cabonatation et la consommation energetique en d vloppant un programme Fortran pour simuler le proc d La plupart des tudes cit s pr c demment ont fix le mod le de propri t Amine package Les param tres cl s d une simulation de l absorption et de la d sorption de CO sont le rendement la thermodynamique du syst me et la consommation d nergie Le but de ce pr sent travail est mod liser et simuler par ASPEN HYSYS l limination de CO par absorption d amine d autre solvants potentiels et d optimiser les param tres de marche du proc d afin de trouve les conditions de marche optimales 11 1 Pr sentation du logiciel de simulation Aspen HYSYS Aspen HYSYSTM est un environnement de proc d de simulation con u pour servir les techniciens et les ing nieurs de p trole du gaz et du raffinage A l aide de l environnement de Aspen HYSYS on peut cr er l tat d quilibre rigoureux et les mod le 12 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION dynamiques pour la conception des installations la gestion et planification conomique analyse am lioration et planification des projets Par l interface interactive d Aspen HYSYS on peut facilement man uvrer des variables et la topologie de proc d d op ration unitaire Aspen tech basiss wizard 2009 13 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARB
23. CHOISIE AMINE PKGE unes 18 ILo Modeled egui libre oaa utet 1 00000000 1 et 20 11 3 4 Mod les de colonne dans le logiciel de simulation sess 2 IL3 5 ASPECT MATHEMATIQUE GENERAL errem nnne 22 ILA L unit de d carbonatation simuler Seneda lS SeRoK 23 1 1 UNITE D ELIMINATION DE GAZ ACIDE AGRU us 24 1142 BASE DESTEN SNe 24 11 4 3 DESCRIPTION DUSTY STE MEn a eM LAE UT EAE EE Ut 27 CHAPITRE III RESULTAT ET DESCUSSION E DOOD OE E nn da ts 29 IE PSCC OMIA SSD E 20 III 2 1 COLONNE D ABSORPTION DE CO DE L UNITE KRCHEBA SIMULATION DES IDONNEESUAC EEL Sata satus tute Bota LDL RR 29 29 111 3 Simulation de la colonne l unit krcheba par diff rents solvants chimiques 30 III 3 1 Avec solvant Mono thanolamine MEA 30 IIL 3 2 Avec solvant Diglycolamine DGA 31 IIL 3 3 Avec solvant Methyldiethanolamine MDEA 32 111 3 4 Avec solvant Di isopropanolamine DIPA 34 111 4 Simulation de la colonne l unit krcheba par diff rents solvants physiques cas de 11701111001 33 I 5 Etudes des quilibres aux conditions limites min max 36 III 5 1 Avec solvant mono thanolamine MEA
24. ESCUSSION Concentration maximal de w 20 47 CO2 PHASE GAZEUSE e CO2 PHASE LIQUIDE FRACTION MOLAIRE CO2 NOMBRE DE PLATEAU Figure IIL 8 concentration de CO pour une concentration massique maximale de solvant MEAmine La Figure III 8 pr sente les valeurs de la fraction molaire de CO la phase gazeuse et la phase liquide pour une concentration massique maximale de solvant MEAmine par rapport aux nombres de plateaux hauteur de la colonne La courbe montre les valeurs de concentration de CO la phase gazeuse et liquide en peut voir la diff rence entre les deux phases lorsque le CO de la phase liquide est descende jusqu a la valeur de l extinction aux derniers plateaux par contre le CO de la phase gazeuse reste sur une valeur de concentration est 0 0140 37 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION III 5 2 Avec solvant Diglycolamine DGA Fraction massique minimale 24 CO2 EN PHASE GASEUSE 0 05 e 002 EN PHASE LIQUIDE FRACTION MOLAIRE DE CO2 NOMBRE DE PLATEAU Figure III 9 concentration de CO pour une concentration massique minimale de solvant DGAmine La Figure III 9 pr sente les valeurs de la fraction molaire de CO la phase gazeuse et la phase liquide pour une concentration massique minimale de solvant DGAmine par rapport aux nombres de plateaux hauteur de la colonne La courbe montre que le d veloppement de la fraction molaire de CO2 en phase li
25. Figure IIL 17 essaies des solvants concentration fixe de solvant 46 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION La Figure III 17 pr sente le profil de la concentration molaire de CO en phase gazeuse en fonction du nombre des plateaux hauteur de la colonne pour des diff rents solvants On peut voir la diff rence entre les absorbant et on constate que DEAmine est le meilleur solvant qui a un impact direct et rapide sur l limination de dioxyde de carbone dans la phase gazeuse et une baisse de concentration partir de 21 me plateau Le MEAmine a un impact sur la concentration d amine par rapport au DEAmine mais d une mani re plus lente L effet d absorption est visible a partir de l tage n 10 Pour les solvants MDEAmine TEAmine et M thanol on constate les m mes effets les trois courbes semblent une diminution de concentration de dioxyde de carbone lente avec un pouvoir absorbant class en deuxi me position apr s le DEAmine et le MEAmine Les courbes des autres solvants DIPAmine et DGAmine ont une forme droite horizontal le d veloppement des valeurs de concentration de dioxyde de carbone signifi e une absorption tr s faible quasiment invisible 47 52 AG 0 ce CONCLUSION GENERALE ADN po CONCLUSION GENERALE CONCLUSION GENERALE Dans cette partie consacr e la conclusion g n rale de ce pr sent m moire on abordera chapitre par chapitre la conclusio
26. II 6 concentration de CO par rapport le d bit de solvant m thanol La Figure I 6 pr sente la variation de la fraction molaire de dioxyde de carbone contenant dans le gaz pauvre gaz trait en fonction de diff rentes valeurs de d bit m thanol pur Cette courbe d croissante lorsque le d bit de m thanol augmente et la fraction molaire du dioxyde de carbone atteint des valeurs inferieurs dans le gaz pauvre 35 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION III 5 Etudes des quilibres aux conditions limites min max III 5 1 Avec solvant mono thanolamine MEA Concentration minimal de w 0 1 0 065 0 060 0 055 0 050 0 045 0 040 0 035 0 030 0 025 0 020 0 015 0 010 0 005 0 000 FRACTION MOLAIRE DE CO2 NOMBRE DE PLATEAU Figure III 7 concentration de CO pour une concentration massique minimale du solvant MEAmine La Figure III 7 pr sente les valeurs de la fraction molaire de CO la phase gazeuse et la phase liquide pour une concentration massique minimale de solvant MEAmine par rapport aux nombres de plateaux hauteur de la colonne La courbe montre la valeur minimale de CO la phase gazeuse et liquide en peut voir la diff rence entre les deux phases lorsque le CO de la phase liquide est descende jusqu a la valeur de l extinction aux derniers plateaux par contre le CO de la phase gazeuse reste sur une valeur de concentration est 0 0310 36 CHAPITRE III RESULTATS ET D
27. ONATATION CONTACTOR 7 3 1 CIRCULATION PUMP LEAN RICH HEAT EXCHANGER STRIPPER COLUMN lt SSE a r 1 EA HEAT m INLET L i OUTLET SEPARATOR FILTERS RECLAIMER INLET M FREE LIQUIDS E lt lt 3 i TANK 1 la 000000000 SEE a FREE LIQUIDS INLET ul LEAN AMINE Bi cm SEPARATOR FLASH TANK CARBONS AL E a S 75 RICH AMINE s sour Gas TIES REFLUX REFLUX PUMP ACCUMULATOR FREE m CONTAMINANTS 14 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION II 2 Description du proc d d absorption II 2 1 1 th orie de l absorption Lorsque l on met en uvre l absorption d une esp ce gazeuse dans une solution liquide outre les ph nom nes de transport au sein des deux phases par diffusion mol culaire convection se produisent des ph nom nes de transfert de la phase gazeuse vers la phase liquide au niveau de l interface Les conditions dans la r gion tr s proche de cette interface sont tr s difficiles observer exp rimentalement on est de ce fait souvent amen utiliser des mod les simples issus de la m canique des fluides et d crivant des couches limites au voisinage de l interface Le facteur le plus important en ce qui concerne le transfert de mati re vers ou
28. Pkg Hasts 1 Amine Pkg KI Stage Nunbeting TopDown Botom Up Edt Trays Design Parameter Side Ope Rating Worksheet Pericmance Fiowsheet Resection Dynamics Debe Cogon Errvonment Run Beat N oe D onored _ _ Cohen Ru Best Figure 5 fenetre converg e de l unit de r g neration d Amine Avec la convergence de l amortisseur et les unit s de r g n rateur une amine compl te la simulation pour la situation de base a t tablie comme repr sent sur la figure 7 Optimisation du le proc d a t suivi par la modification de quelques param tres pour rencontrer les objectifs de projet Des param tres de d tail pour la situation de base et les param tres modifi s sont donn s sous forme de tableaux des donn es HHS HH OSAP 0 La xo a La Lad 5 Figure 6 l unit d Absorption compl te simul e
29. Sadok amp KHEBBECHE Hicham 9 AG DE GN 6 SANA Vy WE 2 Pw Table des mati res NOMONCLATURES INTRODUCTION GENE RAL E dan en 1 CHAPITRE 1 LES DIFFERENTS PROCEDES DE DECARBONATATION DU GAZ NATUREL 1 6 Gis 2 Ll SEPARATION PAR ADSORPTIOUIU aa a a nes 2 I3 SO DO O da 2 L2 SEPARATION PAR ABSORPTION PHYSIQUE cete 5 L2 T Principe pBysldliess22 tatedutsiqe 5 L3 SEPARATION PAR ABSORPTION CHIMIQUE ccce 6 L3 1 Principes d absorption chimique 6 1 3 2 G n ralit s sur l absorption chimique 9 II MODELISATION DU PROCEDE DE LA DECARBONAT ATION 12 BIBEIOGRAPHIE DU PROGEDE A SIMUEE 395258 RAR Dee Bob ibe bie dude dedo eo e vua vu 12 II 1 PRESENTATION DU LOGICIEL DE SIMULATION ASPEN HYSYS 12 II 2 DESCRIPTION DU PROCEDE D ABSORPTION eere 66 15 11 2 2 M canismes d absorption avec 168 01101082 0 0066 17 IS MODELE THERMODYNAMIOUE SSS iaaa SDS UN ee ee 17 II 3 1 CHOIX DE MODELE THERMODYNAMIQUE 18 II 3 2 LE MODELE THERMODYNAMIQUE
30. ULTATS ET DESCUSSION 111 Avec solvant Di isopropanolamine DIPA Le DIPA a t employ principalement en Europe comme solvant pour le traitement des gaz et des liquides de raffinerie qui contiennent de COS en pr sence de H5S et de CO On rapporte que les solutions de DIPA ont une basse limination des gaz acides dans la phase vapeur de plus non corrosif et capable d enlever des quantit s consid rables de COS sans causer la d gradation de solution 0 017 0 016 0 015 0 014 0 013 0 012 0 011 0 010 fraction molaire de CO2 dans le gaz pauvre 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 fraction massique de DIPA en solvant Figure IIL 5 teneur en CO dans le gaz trait par concentration de solvant DIPA La Figure III 5 repr sente la variation de la fraction molaire de CO contenant dans le gaz pauvre gaz trait en fonction de diff rents valeurs de concentration fraction massique de DIPAmine au m lange de solvant eau et amine Cette courbe a une allure elliptique donc la valeur de fraction molaire de CO dans le gaz pauvre d croissent avec l augmentation de fraction massique de DIPAmine dans le m lange de solvant eau amine 34 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION III 4 Simulation de la colonne l unit krcheba par diff rents solvants physiques cas de m thanol CO2 APRES fraction molaire de CO2 0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000 debit massique de methanol en kg h Figure I
31. UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA Facult des Sciences et de la Technologie et Sciences de la Mati res D partement de G nie des Proc d s M moire de fin d tudes Pour l obtention de Dipl me MASTER ACADEMIQUE Domaine Sciences et Techniques Fili re G nie des Proc d s Sp cialit Ing nierie du Gaz Naturel Pr sent par KHEBBECHE Hicham amp HAFIAN Sadok Th me Mod lisation et simulation d une unit d absorption des gaz acides CO par solvants chimiques alkanolamine Soutenu publiquement le 22 06 2013 Devant le jury 7ZIGHMI Souad MA Pr sidente UKM Ouargla Mr SAIDAT Mustapha MA Examinateur UKM Ouargla Mr KORICHI Mourad MC A Encadreur Rapporteur UKM Ouargla Ann e Universitaire 2012 2013 d o Remerciement En premier lieu nous tenons remercier notre Dieu Pour l aide le courage et la patience qu il nous donne pour accomplir ce travail Nous tenons pr senter nos sinc res remerciements qui vont du c ur Son excellence notre professeur Dr KORICHI Morad pour son aide pr cieuse durant notre formation ses conseils constructifs lors de l laboration de ce projet de fin d tudes Avec nos grands respects bien affectueusement A l ensemble de nos engainants de d partement de g nie des proc d s Enfin nos remerciements s adressent aux membres de jury qui nous feront l honneur de Juger notre travail HAFIAN
32. arbonate HCO Mathonat et al 1997 Ou encore supposent que l action d un doublet lectronique libre de l atome d azote de l amine tertiaire sur une mol cule d eau forme un complexe activ R R R5 NH5O lequel va ensuite r agir sur le CO pour conduire amine proton e et un ion hydrog nocarbonate R R2R3N Les r actions d absorption dans les amines tertiaires sont plus lentes que celles des amines primaires ou secondaires bases plus fortes Ainsi la vitesse d absorption du CO dans la MEA est 30 fois plus rapide que dans la TEA et la vitesse d absorption dans la DEA est 15 fois plus rapide que dans la TEA Lemoine B 1995 La solubilit du CO est plus importante dans les solutions aqueuses d amines tertiaires que dans les solutions aqueuses d amines primaires ou secondaires Il faut une mole d amine tertiaire au lieu de deux moles d amine primaire ou secondaire pour absorber une mole de dioxyde de carbone La capacit d absorption dans l AMP est plus importante que dans la MEA 313 15 K Kohl et Nielsen 1997 et Hook R j 1997 Sa capacit d absorption est comparable celle de la MDEA Xiao et al 2000 et sa vitesse de r action est plus lev e Par contre plus haute temp rature sa capacit d absorption est 2 DE SCAMPS juin 2004 1 3 2 3 Comparaison entre les alkanolamines Parmi les solvants chimiques on peut distinguer les absorbantes amines suivantes e La solution aqueuse de mono thanolamine MEA OH
33. e importante pression partielle de CO2 associ e un objectif mod r en ce qui concerne les performances de s paration rendent la MDEA int ressante b3 Les amines encombrement st rique telles que la 2 Amino 2 M thyl 1 Propanol CHAPITRE I Description des proc d s 186 0 PAMP sont des amines primaires dans lesquelles le groupe amine est li un carbone tertiaire ou des amines secondaires dans lesquelles le groupe amine est li un carbone secondaire ou tertiaire Enfin de grands groupes industriels commercialisent des formulations sp cifiques de m lange d amines ou d amines additives d activateurs et d inhibiteurs de corrosion DE SCAMPS 2004 1 3 2 2 M canismes r actionnels Dans ce qui suit nous noterons les amines primaires et secondaires sous la forme R R2NH o R H et Ro C2Hs5OH pour la MEA et R R C HOH pour la DEA et les amines tertiaires sous la forme R RoR3N avec R ZR 2C5H4OH et R3 CH3 Le m canisme r actionnel d absorption du CO dans les amines primaires et secondaires en pr sence de H2O comprend la formation d un zwitterion par la r action Rxn I 1 R R2NH COO suivi d une deprotonation par une base ou une mol cule d eau pour produire un 101 carbamate stable RyR2NCOO et une base proton e La r action I est rapide mais de vitesse finie la r action d change de proton II est consid r e comme tant instantan e Les r actions dans les amines primaires et secondaires entra
34. e de Production Cas de design Cas riche 2 Cas pauvre Cas d mdice Ann e 6 1 rGaz 2 TEG Ann e 1 Krechba C seulement seulement 71 5 71 15 ole 9o sec Mole sec as 6 un 2 Q on Un SETETEIEIZET CE O o E 5 EJE 9 z S Ig t o 6 8 0 C S 2 E 0 S 5 2 2 S e QJ Un Me ole sec lt lt ole sec lt lt Il x o6 l l H lum Azote 21 Pein OO OO QN UJ UA IN NO E QN OO NO NO IN UJ Oo Ethane N P o i OO Un so butane 0 18 2 c z 6 Nn po fps po _ 0 0015 0 0015 0 0015 0 0015 CH5SH 0 0001 0 0001 0 0001 0 0001 1338416 320000 640000 1338416 Ce uA ult J an 6 t9 on C 2 2 c Pie for Oromo Notes 1 Les conditions contractuelles volum triques Cm sont d finies comme 15 C et 1 0 bar 2 Des cas uniquement pour la sensibilit 3 La teneur maximale en eau du gaz d alimentation sera quivalente un point de ros e en eau de 0 C 70 bar e AGRU est con ue pour un d bit global de gaz d alimentation de 1 338 416 Cm3 h et des concentrations th oriques de gaz sec pour le CO et H5S de 6 6 mole et
35. e du solvant 1 I ee M gg 36 Figure III 8 Concentration de CO pour une concentration massique maximale de solvant HISP OO EN E E E SSE EE NE 37 Figure II 9 Concentration de CO pour une concentration massique minimale de solvant DO 7 m CE 38 Figure III 10 Concentration maximale de CO pour une concentration massique maximale d e solvant do JTHPHG nasce cesso cun comente comcs ee 30 Figure III 11 Concentration minimal de CO pour debit minimale le solvant de METHANOL 40 Figure III 12 Fraction molaire de CO pour debit maximale de solvant METHANOL 41 Figure III 13 Fraction molaire de CO pour concentration massique minimale de solvant MDEA MINE oea a a E E eee 42 Figure III 14 concentration maximal de CO par le solvant de MDEA 43 Figure III 15 concentration minimal de CO pour une concentration minimale de solvant TEE 44 Figure III 16 concentration de CO pour une concentration maximale de solvant DEA MINE 45 Figure III 17 Concentration de CO pour une concentration maximale de solvant BEAD 0 46 Unit in A ce kmole h kmole h Mole Bar Bar Bar Bar kg h m h J K mole C m EE uL c Sr N Bar Bar D finition Acid Gas Removal Unit Activit dioxyde de carbo
36. e stabilit environ 43 massique de MEA 111 2 Avec solvant Diglycolamine DGA Le Diglycolamine DGA a t employ pour le traitement du gaz naturel dus son capacit d limination non seulement du H2S et CO mais aussi le COS et les mercaptans Le proc d de DGA est semblable celui du proc d de MEA sauf que la basse pression de vapeur de DGA permet son utilisation dans les concentrations massiques relativement lev es 40 60 96 qui a comme cons quence des taux de circulation et de consommation inf rieurs de la vapeur CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION 0 0651 0 0650 0 0649 0 0648 0 0647 0 0646 fraction molaire de CO2 en gaz pauvre 0 0645 0 30 0 35 0 40 0 45 0 50 0 55 0 60 0 65 fraction massique de DGA au solvant Figure IIL 3 teneur en CO dans le gaz trait par fraction massique de solvant DGA La Figure II 3 repr sente la variation de la fraction molaire de CO2 contenant dans le gaz pauvre gaz trait en fonction de diff rents valeurs de concentration fraction massique de DGAmine au m lange de solvant eau et amine Cette courbe est d une forme hyperbolique donc la valeur de fraction molaire de CO2 dans le gaz pauvre d croissent avec l augmentation de fraction massique de DGA dans le m lange de solvant eau amine III 3 3 Avec solvant Methyldiethanolamine MDEA Le MDEA limine s lectivement le H2S tandis que permettre une grande limination du CO
37. elle le solut Cette op ration n cessite un transfert de mati re de la phase gazeuse la phase liquide La d sorption de ce compos s effectue quand le transfert se fait de la phase liquide la phase gazeuse La solubilit du gaz dans le liquide temp rature et pression donn e est la concentration du gaz dissous dans le liquide l quilibre A une temp rature fix e la solubilit du compos s accro t avec la pression Dans le cas d une solution id ale on crit l quilibre que la pression partielle d un compos A Pa est gal au produit de sa pression de vapeur Pv la m me temp rature par la fraction molaire en phase liquide xa il s agit dela loi de Raoult DE SCAMPS 2004 Pa XX I 2 Dans le cas d une solution non id ale si la dilution est importante ou la pression basse la loi de Henry est g n ralement applicable La pression partielle l quilibre PA du gaz dissous est proportionnelle sa fraction molaire en phase liquide Pa Hxa 1 3 ou H est le coefficient de la loi de Henry lequel d pend de la temp rature Dans le cas ou le gaz dissous r agit avec le solvant cette 101 peut s appliquer a la fraction dissoute n ayant CHAPITRE I Description des proc d s 185 0 pas r agi Dans le proc d d absorption chimique se produit une r action chimique entre le compos gazeux s parer et un constituant de la phase liquide Cette r action est le plus souvent r vers
38. ements liquides doivent tre r solues pour chaque tage y compris le taux les expressions pour des r actions chimiques et d autre calculs Ceci m ne souvent aux probl mes de convergence Le mod le de colonne dans Aspen HYSYS a un d faut r gl des caract ristiques de convergence et un ensemble de d faut de param tres de calcul Les diff rents mod les de calcul sont galement disponibles l int rieur de l algorithme est le d faut et un Hysim modifi l int rieur d algorithme est galement disponible un param tre d att nuation pour l it ration de colonne est r glable et l att nuation peut tre indiqu e pour tre adaptative Tous les logiciel de simulation sont bas s sur des modules pour diff rentes op rations de calcule d unit s comme les changeurs de chaleur les pompes les colonnes etc de distillation des programmes de simulation sont traditionnellement divis s en programmes modulaires ou par quation bas s s quentiels dans un programme modulaire 22 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION s quentiel les entr es de chaque module de calcul doivent tre connus avant le calcul et les r sultats du calcul de module sont aux sorties Les programmes Aspen plus et provision sont modulaires s quentiel Les programmes de simulation bas s par quation peuvent pouvoir pr voir des entr es Lars E 2007 11 4 L unit de d carbonatation simuler Deux trains de d ca
39. en choisissant la vue dans l exposition de composant liste dans la figue 1 Figure 2 fen tre de dialogue de montux est utilisation pour le choix de composants au LI LIMEMIX 1 c Conmponenis A e tue Component IJI DL IIEER MIL Abi omes Component Traditional Liecholte Hypcthetec Other Figure 2 choix des composes pour simulation Apr s choix du composant du fluide on peut maintenant crire l environnement de simulation l o l organigramme de proc d PFD est tabli L environnement de simulation de l amine PFD est repr sent sur Figure 3 ci dessous HHF HH PAP Figure 3 organisme de simulation de procede absorption par Amine La simulation du proc d commence par la simulation du jet aigre de gaz d alimentation pr s indication de la temp rature de gaz la pression et le d bit couleur bleue et le HYSYS calculer les param tres restants couleur noire comme repr sent sur Figure 4 ci dessous Figure 4 fen tres aigres de sp cifications de gaz Work sheet Stream Name I Vapour Phase Fraction Conditions Temperature C Properties Pressure kPa Molat Flow kamole h z Mass Flow kg h Value Std ideal Lig Vol Flow m3 h Li ser Varmabies Molar nibalps l h gmole Moker Entropy kJ gmole C Notes Hea Flow kJ 7H Cost Parameters lag Vol Flow Std Cond Imm3 h Fahad Package 141 1 Delete
40. est grand En remarque que le CO qui diminu en phase gazeuse s merge la phase liquide 43 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION 111 5 5 Avec solvant di thanolamine DEA fraction massique maximal w 0 1 CO2 IN GAS PHASE e CO2 IN LIQUID PHASE 0 07 N 0 06 d 5 1 5 uL Q Ta 04 lt 5 3 0 0 z 0 02 2 1 CE 0 01 i LL a Pre 8 0 00 NOMBRE DE PLATEAU Figure III 15 concentration minimal de CO pour une concentration minimale de solvant DEAmine La Figure III 15 pr sente la concentration minimal de CO en phase gazeuse et liquide par rapport aux nombres de plateaux hauteur de la colonne pour une concentration minimal du solvant DEAmine Les courbes des deux phases sont presque en accord On observe une diminution de la fraction molaire de la phase gazeuse du facon rapide partir de 24eme plateau n 24 au plateau n 15 pour y arriv e aux valeurs n gligeable partir de plateau Alors que le CO diminue partir du plateau n 15 n 10 le dioxyde de carbone commence a augment du plateau n 10 au plateau n 21 pout atteindre le maximum au plateau n 24 44 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION Fraction molaire w 20 30 0 08 CO2 IN GAS PHASE e CO2 IN LIQUID PHASE 0 07 6 0 06 LLI O 0 05 2 gt 0 04 O 0 03
41. ible Le solut absorb r agit rapidement ce qui permet de r duire la pression partielle d quilibre du solut La concentration du compos volatil dans le solvant d pend de l avancement de la r action et de la concentration en solut dans la solution amines dans l eau par exemple et de la pression et de la temp rature Dans le proc d d absorption il se produit un transfert de la phase gazeuse vers la phase liquide C est la diff rence de potentiel d finie comme cart l quilibre exprim e en concentration en mol m qui cr e le flux de transfert de mati re l interface On suppose que le gaz et le liquide sont l quilibre l interface liquide vapeur et que la concentration CA correspond l quilibre avec la pression partielle Pai kr est le coefficient de transfert au sein du liquide en m se k est le coefficient de transfert au sein du gaz en mol m s Pa et qa est le flux sp cifique d absorption par unit d aire inter faciale Da ke Pa P aiJ kr C a Ca 1 4 PA pression partielle de A l interface a l quilibre CA concentration en gaz dissous A l interface l quilibre avec P4 PA pression partielle de A dans le gaz CA concentration en gaz dissous A dans le liquide DE SCAMPS 2004 1 3 1 2 Mise en uvre industrielle L absorption chimique n cessite une colonne de s paration dans laquelle le transfert de mati re est favoris par une importante surface de contact entre le
42. inent donc une d gradation par formation de sels stables les carbamates DE SCAMPS 2004 R R2NH CO R R NH COO Rxn I 1 R R2NH COO Base R R2NCOO Base proton e Rxn I 2 La r action globale est 2R R NH CO e R R NH R R2NCOO Rxn I 3 La r action Rxn I 3 permet l hydrolyse du carbamate et lib re du bicarbonate Cette r action est lente RjR2NCOO HO e RjR NH HCO Rxn I 4 b3 En ce qui concerne les amines encombrement st rique leur structure entraine l instabilit du carbamate Les r actions de formation du Zwitterion sont plus lentes cause de cet encombrement st rique mais l hydrolyse favoris e du carbamate permet de rendre globalement le proc d s plus rapide Hook R j 1997 Ainsi les concentrations en bicarbonates sont plus lev es et la capacit d absorption de ces solvants plus importante Les possibilit s de d sorption de ces mol cules sont galement facilit es La basicit des amines tertiaires en solution aqueuse permet l hydrolyse du CO et la formation de bicarbonate HCO et d amines proton es R Ro2R3NH ce qui revient un simple change de proton 10 CHAPITRE I Description des proc d s 185 0 Par analogie avec le m canisme de formation du carbamate certains auteurs s interrogent sur la possibilit de formation d un alkylcarbonate R R2R3N COO par r action de amine et du CO et qui produirait une amine tertiaire proton e et un bic
43. ion pourrait tre une fonction de la temp rature de pression et des concentrations des composants dans la solution Il y a beaucoup de mod les disponibles pour d crire cette fonction Dans Aspen ASPEN HYSYS l quilibre de gaz liquide pour un constituaient 1 est normalement pr vu en utilisant des k valeurs d finies par l quation Ki yi xi II 14 Au de l o le yi et xi sont les fractions de constituaient 1 dans la phase gaz et liquide respectivement l quation d tat des mod les comme SRK Soave Redlich Kwong et le P R Peng Robinson sont souvent utilis s Aspen HYSYS recommande Peng Robinson Peng Robinson est consid r pour convenir manipuler des syst mes contenant les hydrocarbures l eau l air et les gaz de combustion les composants typiques pour le gaz 20 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION naturel L quation d tat traditionnelle des mod les ne sont pas consid r es pour convenir aux syst mes liquides non id aux Une solution d amine est un syst me lectrolytique et comporte galement des r actions chimiques On ne s attend pas ce que ceci soit bien d crit avec des quations d tat traditionnelles Dans le mod le de propri t d amines Amine pkge dans Aspen ASPEN HYSYS un des deux mod les Kent Eisenberg ou Li Mather peuvent tre choisis Les mod les sont bien complexes mais en principe ils sont des mod les pour d crire l quilibre des concentratio
44. n de chacun pour donner un peu plus de lumi re sur leur contenu Dans le premier chapitre on a vu les diff rents proc d s d limination des gaz acides CO2 H2S partir de gaz naturel En absence de H2S dans le gaz naturel alg rien le dioxyde de carbone doit tre limin pour les raisons suivantes e Augmenter la pouvoir calorifique du gaz e De minimiser la corrosion du gazoduc e Prot ger des quipements de traitement du gaz contre les d p ts de CO cristallis s au dans les proc d s cryog niques proc d s de liqu faction Les diff rents solvants n cessaires l absorption sont pr sent s en fin de chapitre pour faire une comparaison sur le plan efficacit et impact sur le proc d le deuxi me chapitre traduit une petite recherche bibliographique dans le domaine d absorption avec les solvants classiques Un aspect g n ral th orique a t pr sent et quelques m canismes des r actions de CO avec les alkanolamines ont t accompagn s La thermodynamique des quilibres n cessaire la mod lisation et la simulation de la colonne d absorption a t expos e et la description du syst me r el a simul a t abord e en fin de chapitre Ce chapitre a met l accent sur les l ments n cessaires la simulation de la colonne d absorption le troisi me chapitre est consacr aux r sultats et discussions de la simulation de la colonne d absorption avec diff rents solvants en se basant s
45. nne diethanolamine Diglycolamine di isopropanolamine quation d tat d bit de gaz liqu faction de gaz naturel Arzew ALGERIE gaz naturel liqu fi e gaz naturel liqu fi e Sulfure 6 La constante d Henry DEBIT LIQUIDE Methyldiethanolamine Monoethanolamine Nombre de moles Pression pression partielle pression total Pression de vapeur debit massique debit volumique constante de gaz parfaits R 8 31451 J K 1 mol 1 Temp rature Triethanolamine fraction massique fraction molaire en phase liquide Rapport molaire en phase liquide fraction molaire en phase vapeur Rapport molaire en phase gazeuse fugacit liquide fugacit gaz NOMONCLATURES Nom AGRU Ai CO DEAmine DEA DGAmine DGA DIPAmine DIPA EOS Gi GL Z GNL GNL HS Hi 7 MDEAmine MDEA MEAmine MEA N P Pi Pr Py Qm 0 R T TEAmine TEA Wi Xi Xi yi Yi Yi pV 1 gt _ AMY Ly VA INIROD UCTI him SNS AR AO N INTRODUCTION G N RALE Actuellement la principale source alternative en nergie avec moins d impact environnemental est celle partie du gaz naturel Il est consid r comme la troisi me source d nergie la plus utilis e dans le monde apr s le p trole et le charbon DE SCAMPS juin 2004 Le gaz naturel ses conditions g ologiques des gisements contient un certain constituant contaminant savoir le CO le H2S le CO et les mercaptans gaz acide qui c
46. ns en CO dans le gaz et le liquide Aspen plus a un mod le lectrolytique pour pr voir les syst mes liquides contenant des ions Diff rents mod les d quilibre d lectrolyte peuvent tre employ s En utilisant un mod le de garniture int rieure de propri t de DGA MEA MDEA etc des mod les d quilibre peuvent tre combin s avec les mod les cin tiques de r action y compris des expressions de r gime des r actions chimiques comme l quation I 13 et 11 14 Lars E 2007 II 3 4 Mod les de colonne dans le logiciel de simulation Une colonne d absorption de CO est une unit o le gaz coule vers le haut et le liquide par exemple une solution d amine coule vers le bas Le CO est transf r e partir de la phase gazeuse la phase liquide o elle r agit avec la solution d amine Les phases de gaz et de liquide sont effectu es pour obtenir en contact a l aide des plateaux de la colonne ou de garnissage structur La colonne de d sorption de CO galement a des plateaux ou garnissage et cette colonne un rebouiller au fond pour fournir la chaleur au solvant riche et un condensateur au dessus La mani re traditionnelle de modeler de telles colonnes est en employant des tages d quilibre Un plateau peut tre quilibre arrogant pr vu entre la concentration de CO dans le gaz et le liquide laissant la plaque Dans une colonne emball e une certaine taille de garnissage peut tre model e en tant qu un
47. ntr le de niveau e Le courant de gaz acide humide une pression de 1 5 bara et une temp rature de 55 C passe ensuite vers les installations de compression r injection CO2 e a solution d a MDEA riche venant du ballon flash BP est pr chauff e al 15 C par change thermique avec la solution da MDEA pauvre dans l changeur pauvre riche e a solution d a MDEA riche pr chauff e alimente par la suite le haut du stripper CO o le CO est d gag de la solution e Le stripper est muni d une installation de distribution de liquide et d un lit garnissage al atoire anneaux Pall m tallique de type Flexible 2 chacun ayant une hauteur de lit de 5 m tres e Le stripper fonctionne une pression de 1 8 bara au sommet de la colonne et un transfert de chaleur d l change thermique fournie par 3 x 33 1 3 des rebouilleurs stripper en service e Ces derniers emploient de l eau chaude en circulation comme source de chauffage pour satisfaire les besoins calorifiques e e courant du flux de vapeur de CO provenant de la t te du stripper passe vers le ballon flash BP e Une solution d a MDEA r g n r chaude ayant une temp rature de 121 C quitte la base du stripper et est refroidie 89 C gr ce l change de transfert de chaleur d la riche solution d a MDEA dans l changeur pauvre riche e a solution d amine pauvre est par la suite refroidie environ 62 C dans le refroidisseur air d amine r g n
48. onstituent un grand risque environnemental majeur pour l atmosph re et les quipements des proc d s gaziers Le gaz naturel est achemin aux consommateurs par voie classique transport par canalisation gazoduc Cependant l augmentation de la distance de transportation par canalisation rendre cette alternative non conomique Le transport liquide gaz naturel liqu fi GNL est la voie la plus avantageuse Le gaz subit plusieurs modes de transformation des temp ratures tr s basses rendre le givrage de CO possible dans les quipements nerg tiques et les installations industrielles ce qui baisse l efficacit des installations De plus son pr sence conduit la corrosion des quipements Par cons quent il est important d liminer les traces de CO avant de proc der la liqu faction du gaz naturel Ce pr sent travail a pour objectif d tudier l limination de CO par absorption en utilisant plusieurs solvants dans le but de baisser la quantit de CO environ 50 100 ppm volume 2 3 de CO dans le flux de produit Le simulateur Aspen HYSYS est utilis pour tudier la colonne d absorption Le premier chapitre de ce m moire pr sente les diff rents proc d s de d carbonatation du gaz naturel Dans un premier temps les proc d s de s paration sont d taill s notamment l absorption chimique et physiques Les solvants mise en jeu sont pr sent en fin de chapitre Dans le second chapitre son
49. ption plateaux En phase liquide on observe que la fraction de CO est faible aux plateaux sup rieurs t te de la colonne et elle commence d augmenter lorsque le liquide s coule vers le fond de la colonne pour y arriv e a des concentrations tr s lev e 29 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION En phase gazeuse la fraction de CO2 commence par des concentrations lev es au fond de la colonne plateaux inferieurs pour arriver des concentrations tr s faible en t te de colonne Le transfert de CO de la phase gazeuse vers la phase liquide lors du passage du liquide solvant de t te au fond et le gaz inversement On ne constate que l puisement de la phase gazeuse CO et l enrichissement de la phase liquide en CO III 3 Simulation de la colonne l unit krcheba par diff rents solvants chimiques III 3 1 Avec solvant Mono thanolamine MEA Le MEA est couramment employ dans les installations de transformation du gaz naturel pour liminer les gaz acides HS et CO m me des concentrations basses particuli rement quand l limination maximal des deux impuret s est exig e Les avantages de solution de MEA sont les suivants e Une alcalinit lev e ce qu il augmente l efficacit de solution pour l absorption des gaz acides e Une capacit d absorption lev e de la solution aux concentrations lev es e Les solutions pollu es par les gaz acides peuvent tre r cup rer facilement par des p
50. quide et gazeuse et aucun changement touchable La courbe de phase liquide et phase vapeur sont quasiment constantes les courbes portent la forme droite parelle aux axes d abscisse Une migration de CO2 faible depuis la phase gazeuse la phase liquide 38 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION Fraction massique maximal 21 CO2 EN PHASE GAZEUSE 0 05 CO2 EN PHASE LIQUIDE FRACTION MOLAIRE DE CO2 O Co 0 5 10 15 20 25 NOMBRE DE PLATEAU 1 6 1 10 concentration maximale de CO pour une concentration massique maximale de solvant DGAmine La Figure III 10 pr sente la valeur maximale de CO la phase gazeuse et la phase liquide par rapport aux nombres de plateaux hauteur de la colonne pour le solvant DGAmine A l tat d quilibre la concentration minimal et la concentration maximal en DGAmine n aucune influence sur la fraction molaire de CO en phase liquide et en phase gazeuse La fraction molaire de CO en phase liquide est quasiment constante 39 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION III 5 3 Avec le M thanol d bit maximal Qm 2504645 71kg h CO2 IN GAS PHASE 0 06 e CO2 IN LIQUID PHASE FRACTION MOLAIRE DE CO2 0 5 10 15 20 25 NOMBRE DE PLATEAU Figure IIL 11 concentration minimal de CO pour d bit minimale le solvant de M thanol La Figure III 11 pr sente la valeur maximal de CO la phase gazeuse et la phase liquide par rappo
51. rbonatation du gaz naturel bas e sur Un proc d d absorption chimique et de d sorption pour liminer le CO avec une solution aqueuse de MDEA a t simul Un gaz naturel est employ comme alimentation ce mod le La colonne d absorption est indiqu e avec 24 tages chacune avec un rendement de Composant de 0 25 Un HETP estim hauteur quivalente un tage th orique de 0 5 m tres est environ quivalent 0 25 rendement pour chaque m tre De garnissage Concentrations temp ratures et pressions de l unit sont employ es dans la simulation La thermodynamique pour ce m lange est d crite par un mod le de propri t d amines disponible dans Aspen ASPEN HYSYS Le mod le de li Mather est choisi dans le mod le de propri t d amines Des caract ristiques pour le calcul sont indiqu es dans le Tableau IL3 La d pose d Aspen ASPEN HYSYS CO mod le est pr sent e dans la Figure II 3 Le gaz d shydrat provenant des installations de Teg et Reg se combine en se m langeant avec le gaz d shydrat et conditionn des installations de traitement propres au champ de Krechba e Le m lange de gaz r sultant est ensuite dirig vers les cyclones de s paration pour assurer une ultime d cantation avant de passer travers l unit d limination de gaz acide AGRU o le CO est limin du gaz d exportation IL est ensuite achemin l unit de d shydratation e Le CO limin est fortement compress dans
52. recycl e dans la colonne de r g n ration Le gaz acide restant est envoy vers un stockage DE SCAMPS 2004 La chaleur n cessaire pour la r g n ration est apport e par de la vapeur par l interm diaire d un rebouilleur Elle permet d lever la temp rature de la solution riche jusqu la temp rature de bulle du solvant pauvre sous forme de chaleur sensible d apporter la chaleur de dissociation des compos s ayant r agi de d placer l quilibre de r action afin de lib rer le gaz acide et de vaporiser la solution aqueuse faisant office de reflux dans la colonne sous forme de chaleur latente de vaporisation DE SCAMPS 2004 Figure I 3 sch ma de la section d absorption des gaz acides CHAPITRE I Description des proc d s 185 0 1 3 2 G n ralit s sur l absorption chimique 1 3 2 1 solvants chimiques A Les alcanolamines Parmi les solvants chimiques les solutions d alcanolamines sont les plus couramment utilis es dans les proc d s d absorption des gaz acides Le gaz r agit chimiquement avec l absorbant liquide pour former des complexes plus ou moins faiblement li s La structure mol culaire des alcanolamines contient au moins un groupement hydroxyle OH et un groupement amine N le groupement hydroxyle augmente la solubilit dans l eau et diminue la pression de vapeur de la solution aqueuse et le groupement amine fournit l alcalinit n cessaire en
53. roc d s de r cup ration Egalement plusieurs inconv nients sont constat s dans les proc d s d absorption avec MEA notamment e a formation des produits irr versibles de r action avec COS et CS2 qui m ne aux pertes excessive de la solution quand le gaz brut contient des concentrations lev es des impuret s e Des taux plus lev s de corrosion compar s d autres amines particuli rement si la concentration de MEA exc de 20 et le chargement de gaz acide de solution est haut e a chaleur lev e de la r action de CO et H S r sulte d une demande d nergie en r action de r g n ration e Une pression relativement lev e de vapeur ayant pour r sultat des pertes lev es de vaporisation dans les op rations basse pression 30 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION 0 040 0 035 0 030 0 025 0 020 fraction molaire de CO2 en gaz pauvre 005 0 0 0 15 0 20 0 25 0 30 0 35 0 40 0 45 0 50 fraction massique de MEA Figure III 2 teneur en CO dans le gaz trait par fraction massique de solvant MEA La Figure II 2 pr sente la variation de la fraction molaire de CO contenant dans le gaz pauvre gaz trait en fonction de diff rentes concentration fraction massique de MEA du solvant m lange eau et amine La fraction molaire de CO dans le gaz naturel d croit rapidement lorsque l intervalle de la fraction massique de MEA est compris entre 10 35 suivi par un
54. rt aux nombres de plateaux hauteur de la colonne pour le solvant m thanol Les courbes semblants un d veloppement des valeurs de fraction molaire de CO la phase gazeuse et la phase liquide La diminution de fraction molaire en CO pour la phase gazeuse est visible Aussi l augmentation de fraction molaire de CO en phase liquide depuis le plateau n 24 au plateau 40 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION d bit minimal Q 83472 6285 kg h 0 065 E B E E NH NH NH NH B NB BN 0 060 CO21N GAS PHASE 0 055 CO2 IN LIQUID PHASE 0 050 0 045 0 040 0 035 FRACTION MOLAIRE CO2 0 030 ee 0 025 0 5 10 15 20 25 NOMBRE DE PLATEAU Figure III 12 fraction molaire de CO pour d bit maximale de solvant M thanol La Figure III 12 pr sente la valeur minimal de CO la phase gazeuse et la phase liquide par rapport aux nombres de plateaux hauteur de la colonne pour le solvant m thanol Les valeurs de fraction molaire de CO2 en phase gazeuse et en phase liquide sont quasiment constantes 41 CHAPITRE III RESULTATS ET DESCUSSION 111 4 avec solvant m thyldi thanolamine MDEA Fraction massique maximale w 0 34 CO2 IN GAS PHASE e CO2 IN LIQUID PHASE FRACTION MOLAIRE DE CO2 NOMBRE DE PLATEAU Figure III 13 fraction molaire de
55. ructure par effet de la temp rature par bouchage des pores par des impuret s ou par des produits de r actions secondaires De faibles quantit s d acides peuvent endommager les oxydes d aluminium par contre les adsorbants base de carbone sont tr s r sistants aux acides ainsi que les z olithes pour un entre PH 5 et 12 Il convient de s assurer qu aucun gaz ne se condense pendant les op rations qu aucun compos ne se d compose ni ne polym rise au contact du solide Enfin les tamis mol culaires ont une capacit d adsorption de l eau importante dont il faut tenir compte DE SCAMPS 2004 CHAPITRE I Description des proc d s 186 0 Figure I 1 z olithe de type A DE SCAMPS 2004 Les quantit s adsorb es l quilibre pour un syst me adsorbat adsorbant sont souvent caract ris es par des isothermes d adsorption d termin es une temp rature donn e L adsorption est un ph nom ne exothermique DE SCAMPS 2004 I 1 1 2 Mise en ceuvre industrielle Les proc d s d adsorption consistent faire entrer en contact le gaz traiter avec le solide La r g n ration du solide peut tre effectu e par augmentation de la temp rature soit par baisse de la pression Dans le premier cas on parle de proc d TSA Temp rature Swing Adsorption dans le second cas de proc d PSA Pressure Swing Adsorption Dans le proc d PTSA Pressure and Temp rature Swing Adsorption l adsorption s effectue so
56. solution aqueuse pour assurer l absorption des gaz acides H5S et de CO MonoEthanolAmine MEA et la DiGlycolAmine DGA amines primaires la DiEthanolAmine DEA amine secondaire et la M thylDiEthanolAmine MDEA amine tertiaire sont les amines les plus utilis es La MEA est l amine la plus r active avec un groupe thanol li l atome d azote elle r agit rapidement avec les gaz acides et permet des s parations de grande qualit en terme de puret s de produits s par s Cependant sa capacit d absorption du dioxyde de carbone est relativement faible Elle r agit irr versiblement avec le sulfure de carbone et le disulfure de carbone CS et CS en produits de d gradation La DGA a des performances similaires mais avec une pression de vapeur plus basse entra nant moins de pertes par vaporation elle avait d ailleurs t d velopp e comme solvant substitut De la MEA pour cette raison Elle r agit de fa on r versible avec le CS et le CS ce qui la rend int ressante dans les applications p troli res Les amines secondaires tant de moins fortes bases sont moins r actives et sont utilis es pour des applications moins exigeantes en termes de s paration Les amines tertiaires sont des bases plus faibles Elles r agissent plus rapidement avec l H5S qu avec le CO et sont utilis es pour leur s lectivit Leur capacit d absorption est nettement plus lev e que celle des amines primaires et secondaires La pr sence d un
57. t les contraintes environnementales La m thode la plus usuelle pour liminer le CO c est l absorption chimique physique ou hybride L absorption chimique utilise des solvants base amine La figure II 1 montre Le principe du proc d Les solvants les plus utilis es pour l limination de CO sont les alcanolamines MEA mono thanolamine DEA di thanolamine etc Tant que L essai grande chelle est compliqu il est normal d employer la simulation pour valuer de tels proc d s Plusieurs travaux de recherche sont effectu s sur la simulation de proc d d limination de CO du gaz naturel sa pression r el Il y a quelques articles dans ce domaine notamment Desider et al 1999 Performance modelling of a carbon dioxide removal system for power plants Energy Conversion amp Management qui ont pr sent un travail de simulation sur une unit de combustion du gaz naturel en se basant sur la simulation par HYSYS Freguia et al 2003 Modelling of CO Capture by Aqueous Monoethanolamine qui ont travaill sur la capture de CO par MEA en modifiant les paramettres operatoires de la colonne en utilisant le logiciel HYSYS comme outil de simulation et Kint Eistenberg comme mod le thermodynamique Alie et al 2005 Simulation of CO capture using MEA scrubbing a flowsheet decomposition methode ont choisi le mod le thermodynamique Li Mather pour l tude de la d carbonatation Tobiesen et al
58. t d crites les aspects relatifs la mod lisation et la simulation des colonnes d absorption en se basant principalement sur les mod les thermodynamiques li es cette tude Les r sultats et discussions sont pr sent s dans le troisi me chapitre 2 _ SOX MAMIR SOG os CHAPITRE I Description des proc d s 185 0 l ChapitreI les diff rents proc d s de d carbonatation du gaz naturel Introduction L limination des gaz acides CO2 H2S et d autres composants soufr s partir de gaz naturel est souvent d sign e comme proc d d adoucissement de gaz naturel Le dioxyde de carbone pr sent dans le gaz naturel doivent tre limin s pour Augmenter la pouvoir calorifique du gaz De minimiser la corrosion du gazoduc Prot ger des quipements de traitement du gaz contre les d p ts de CO cristallis e au cours du proc d cryog nique proc d de liqu faction Alors que plusieurs proc d s ont t d velopp s dans le domaine de traitement du gaz naturel pour r pondre aux sp cifications du gaz a liqu fi e Les principaux proc d s disponibles peuvent tre regroup s comme suit Jes proc d s d absorption absorption chimique et physique Proc d s d adsorption Solide Surface S paration physique membrane la s paration cryog nique Solution hybride mixte solvants physiques et chimiques 1 1 SEPARATION PAR ADSORPTION I 1 1 Principe d adsorption I 1 1 1
59. t physique est limit e aux amines et aux composants suivants Tableau II 1 les classes des syst mes qui utilisent le mod le d amine Amine pkge Classe Composante l ments Sp cifiques CO H2S COS CS Hydrocarbures CH 6 C Mercaptans M Mercaptan E Mercaptan Non Hydrocarbures H2 No Oo CO HO La solubilit des gaz acides a 1 6021 d quilibre et les parametres cin tiques pour les solutions aqueuses d alcanolamines en contact avec le CO2 sont incorpor s a leur modele de propri t Le modele de propri t d amines est adapt aux donn es exp rimentales tendues recueillies d une combinaison des donn es internes de D B Robinson Le tableau suivant donne les limitations de solubilit d quilibre qui devraient tre observ es en utilisant ce mod le de propri t Tableau II 2 les limitations de solubilit d quilibre qui devraient tre observ es en utilisant Amine pkge Alkanolamine Concentration Pression D Alkanolamine Partielle De Gaz Temperature CF wto Acide psia Monoethanolamine 0 30 0 00001 300 77 0 MEA Diethanolamine DEA 0 00001 300 77 260 Triethanolamine TEA 0 00001 300 T1 260 Methyldiethanolamine 0 50 0 00001 300 77 260 MDEA Diglycolamine DGA 50 70 0 00001 300 77 260 DIsoPropanolAmine 0 40 0 00001 300 DIsoA 19 CHAPITRE II MODELISATION DU PROCEDE DE DECARBONATATION L absorption de CO2 par les
60. teaux de la colonne d absorption a un effet sur la surface de transfert DE SCAMPS 2004 I 2 1 2 Les solvants physiques Le premier solvant physique historique est l eau mais les gaz acides ont une trop faible solubilit dans l eau pour que ce solvant puisse tre efficace Le m thanol et le Carbonate de propyl ne sont les plus anciens solvants commercialis s Les solvants physiques les plus connus et les plus commercialis s DE SCAMPS 2004 5 CHAPITRE I Description des proc d s 186 0 Tableau 1 2 Solvant d absorption physique d apr s Kohl et Nielsen 1997 Bucklin et Schendel 1984 DE SCAMPS 2004 D signation Selexol amp Purisol Fluor solvent Morphysorb Rectisol commerciale du proc d Solvant DiM thyl Ether de N M thyl Carbonate de N Formyl Poly thyl ne Glycol Pyrrolidone Morpholine DMEPG m thanol Formule chimique CH3O CH2CH20 xCH3 x 0 C4H603 C HsNO CH30H entre 3 et 9 Licence Dow Chemical Lurgi Fluor Daniel Krupp Linde et Tm 3489 Pv 298 15 K kPa a 0 097 5 8 513 298 15 K Pa s T b K 250 244 280 Tf K M g mol 1 3 SEPARATION PAR ABSORPTION CHIMIQUE 1 3 1 Principes d absorption chimique 1 3 1 1 Rappel th orique sur l absorption L absorption consiste mettre en contact un m lange de gaz et un liquide afin de solubiliser Pr f rentiellement un compos Dans le liquide ou solvant le compos dissous s app
61. tion du Syst me Le gaz d alimentation arrive aux deux trains d limitationCO partir du collecteur d entr e CPF de Krechba travers le cyclone de s paration une pression d environ 72 3 bara et une temp rature variable de 25 C 35 C e e pr chauffeur de gaz d alimentation est pr vu pour assurer la temp rature de gaz d alimentation environ 55 C par change thermique avec la solution d amine pauvre pr alablement refroidie par un syst me de ventilateurs air et ce avant que le gaz n entre dans l absorbeur CO e Le gaz d alimentation pr chauff est achemin vers le bas de la colonne d absorption o il est mis en contact avec un flux contre courant d une solution da MDEA pauvre e La colonne est munie d un seul lit garnissage structur haut de 8 m e a solution da MDEA pauvre absorbe le COzet le HS se trouvant dans le gaz Le gaz trait quitte le haut de la colonne d absorption une pression de 71 4 bara et a une temp rature d environ 55 C et passe aux installations de d shydratation de gaz d exportation e a solution d MDEA riche provenant du fond de l absorbeur une temp rature avoisinante 83 C est achemin e au ballon flash HP sa pression de fonctionnement de 6 bara sous contr le de niveau e Comme la solution d amine est flash e de la haute pression une pression moyenne dans le ballon de flash HP entra nera la s paration instantan e du CO2de la solution e Un gaz flash riche
62. ur l efficacit d limination de CO On a constat que les solvants DEAmine et le MEAmine sont les meilleurs solvants un impact direct et rapide sur l limination de dioxyde de carbone dans la phase gazeuse Bien que le MEAmine a un impact sur la concentration d amine par rapport au DEAmine mais d une mani re plus lente Pour les solvants MDEAmine TEAmine et M thanol on a remarqu les m mes effets avec un pouvoir absorbant class en deuxi me position apr s le DEAmine et le MEAmine Les courbes des autres solvants DIPAmine et DGAmine ont un faible pouvoir absorbant 48 X a 15 y pd o Nul 4 e RE 9 FERE 00 0 IQU E 2 4 P R f rences Bibliographies Alie C B 2005 Simulation of CO capture using MEA scrubbing a flowsheet decomposition method 475 487 p 46 Aspen Plus wizard A C 2009 Manuel d utilisation de logiciel Aspen tech basiss wizard 2009 aspen tech wizard aspen tech basiss 7 1 aspen plus Manuel d utilisation de logiciel AspenTech wizard C 2007 Manuel d utilisation de logiciel DE SCAMPS C juin 2004 thes de doctorat sur l etude de la capture du co2 par absorption physique dans les systemes de production d lectricite bases sur la gazeification du charbon integree a un cycle combine Paris l Ecole des Mines de Paris p20 110 Desideri U A 1999 Performance modelling elling of a carbon dioxide removal s
63. us pression et la d sorption par baisse de pression et augmentation de la temp rature Le proc d PSA permet de r duire les consommations nerg tiques dues aux mont es et descentes de temp rature dans le r acteur et 11 est galement plus rapide C est ce proc d qui fait l objet de la description qui suit Le proc d PSA est un proc d adiabatique il s effectue g n ralement la temp rature ambiante L adsorbant solide est contenu dans un lit fixe travers lequel circule le gaz traiter Figure 1 2 L adsorption s effectue pression lev e La r g n ration s effectue par d pressurisation et purge du lit Le lit est alors balay avec du gaz trait pour achever la r g n ration Deux r acteurs au moins sont utilis s en parall le pour assurer le fonctionnement continu du proc d Le premier r acteur est en phase d adsorption tandis que le deuxi me est en phase de d pressurisation purge et remise en pression Les cycles sont tr s rapides et ce proc d ne n cessite pas d apport de chaleur Les pertes en gaz traiter apparaissent pendant les phases de d pressurisation et de purge Les techniques d adsorption dans l industrie sont largement r pandues notamment pour la production d hydrog ne o des puret s lev es sont recherch es dans le domaine du s chage de l air ou de la s paration de l air Purification de l hydrog ne obtenu par reformage la vapeur Le proc d PSA est
64. ystem for power plants Energy Conversion amp Management 1899 1915 p40 Ebenezer S A december 2005 Optimization of Amine Base CO2 Removal Process Trondheim Norway Institute of Petroleum Technology p 12 23 Freguia S R 2003 Modelling of CO2 Capture by Aqueous Monoethanolamine 1676 1686 49 Lars E 2007 Aspen HYSYS Simulation of CO2 Removal by Amine Absorption from a Gas Based Power Plant 73 76 Tobiesen F S 2005 Desorber energy consumption amine based absorption plant 201 215 2 Tomkej R O sep 21 25 1986 Improved Design of Amine Treating Units by Simulation using Personal Computers GA 4 Query o EE NNEA OKO os ANNEXE Proc dures de simulation par Hysys Une situation de base a t tablie en utilisant les tapes suivantes la premi re tape est de choisir paquet liquide appropri ici le paquet d amine et le mod le liquides de Kent Eisernberg est choisi en tant que dans figurel ci dessous livid Package Sasis Property Package 5S election Fhe modynamac Models for Aqueous Amine Solutions fe KenEisenbdbag Vapor Fhare Mode desi le Nornideal rest J Nem Up Phase Ondes Fore Tabu Noren Colin Name fasi PopeyPig Ame Pig E am P aS Figure 1 choix du mod le thermodynamique Amine pkge La fen tre composante de choix est ouverte

CHAPITRE III : RESULTATS ET DESCUSSION

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