Traitement du gaz par les amines pour éliminer le sulfure d'hydrogène : principe, options efficaces et schémas d'installations

Dans le gaz naturel extrait des gisements pour être livré aux consommateurs par gazoducs, des composés sulfurés sont présents dans différentes proportions. Si l'on ne s'en débarrasse pas, ces substances agressives détruiront le pipeline et rendront les vannes inutilisables. De plus, la combustion de ce combustible bleu pollué libère des toxines.

Pour éviter ces conséquences néfastes, on procède à un traitement du gaz par les amines pour éliminer le sulfure d'hydrogène. C'est le moyen le plus simple et le moins coûteux de séparer les composants nocifs du combustible fossile. Nous vous expliquerons comment se déroule le processus de séparation des inclusions soufrées, ainsi que la conception et le fonctionnement de l'installation de purification.

Objectif du traitement du combustible fossile

Le gaz est le type de combustible le plus populaire. Il attire par son prix très abordable et son impact minimal sur l'environnement. Parmi ses avantages indéniables figurent la simplicité de gestion du processus de combustion et la possibilité de sécuriser toutes les étapes de la transformation du combustible lors de la production d'énergie thermique.

Cependant, le gaz fossile naturel n'est pas extrait à l'état pur, car simultanément à l'extraction du gaz du puits, des composés organiques associés sont également pompés. Le plus courant d'entre eux est le sulfure d'hydrogène, dont la teneur varie de quelques dixièmes à dix pour cent ou plus selon le gisement.

Le sulfure d'hydrogène est toxique, dangereux pour l'environnement, nocif pour les catalyseurs utilisés dans le traitement du gaz. Comme nous l'avons déjà noté, ce composé organique est extrêmement agressif envers les tuyaux en acier et les vannes métalliques.

Naturellement, en corrodant le système privé et le gazoduc principal, le sulfure d'hydrogène entraîne des fuites de gaz naturel et des situations extrêmement négatives et risquées qui y sont liées. Pour protéger le consommateur, les composés nocifs pour la santé sont retirés du gaz combustible avant même qu'il ne soit livré dans le réseau principal.

Selon les normes, la teneur en composés sulfurés dans le gaz transporté par canalisations ne peut pas dépasser 0,02 g/m³. Cependant, en réalité, elle est souvent bien plus élevée. Pour atteindre la valeur réglementée par GOST 5542-2014, une purification est nécessaire.

Méthodes existantes de séparation du sulfure d'hydrogène

Outre le sulfure d'hydrogène qui prédomine sur les autres impuretés, le gaz bleu peut contenir d'autres composés nocifs. On peut y trouver du dioxyde de carbone, des mercaptans légers et de l'oxysulfure de carbone. Mais le sulfure d'hydrogène lui-même prédominera toujours.

Il convient de noter qu'une certaine teneur insignifiante en composés soufrés dans le combustible gazeux purifié est admissible. Le chiffre spécifique de tolérance dépend des objectifs pour lesquels le gaz est extrait. Par exemple, pour la production d'oxyde d'éthylène, la teneur totale en impuretés soufrées doit être inférieure à 0,0001 mg/m³.

La méthode de purification est choisie en fonction du résultat souhaité.

Toutes les méthodes existantes actuelles se divisent en deux groupes :

• Sorptifs. Ils consistent à absorber les composés sulfurés par un réactif solide (adsorption) ou liquide (absorption), puis à libérer du soufre ou de ses dérivés. Ensuite, les impuretés nocives extraites du gaz sont éliminées ou traitées.
• Catalytiques. Ils consistent à oxyder ou réduire le sulfure d'hydrogène en le transformant en soufre élémentaire. Le processus est réalisé en présence de catalyseurs – des substances qui stimulent le déroulement de la réaction chimique.

L'adsorption consiste à collecter le sulfure d'hydrogène en le concentrant à la surface d'un solide. Le plus souvent, des matériaux granulaires à base de charbon actif ou d'oxyde de fer sont utilisés dans le processus d'adsorption. La grande surface spécifique caractéristique des grains favorise la rétention maximale des molécules de soufre.

Toutes les méthodes de purification du combustible bleu se divisent en méthodes sorptives et catalytiques. L'équipement de nettoyage est orienté vers le principe de fonctionnement d'une technologie spécifique. Cependant, il existe des installations qui combinent plusieurs méthodes, permettant ainsi une purification complète.

La technologie d'absorption se caractérise par le fait que les impuretés gazeuses de sulfure d'hydrogène se dissolvent dans une substance liquide active. En conséquence, les contaminants gazeux passent en phase liquide. Ensuite, les composants nocifs extraits sont éliminés par évaporation, ou désorption, ce qui permet de les éliminer du liquide réactif.

Bien que la technologie d'adsorption soit considérée comme un « processus sec » et permette une purification fine du combustible bleu, l'absorption est plus souvent utilisée pour éliminer les contaminants du gaz naturel. La collecte et l'élimination des composés sulfurés à l'aide d'absorbants liquides sont plus avantageuses et plus pertinentes.

Le type d'adsorbeur le plus populaire est le charbon actif, utilisé sous forme de capsules ou de grains. La surface de chaque élément “absorbe” le sulfure d'hydrogène et autres inclusions organiques.

Les méthodes d'absorption utilisées dans la purification du gaz se divisent en trois groupes suivants :

• Chimiques. Elles sont réalisées à l'aide de solvants qui réagissent librement avec les polluants acides sulfurés. La capacité d'absorption la plus élevée parmi les sorbants chimiques est celle des éthanolamines ou des alcanolamines.
• Physiques. Elles sont effectuées par dissolution physique du sulfure d'hydrogène gazeux dans un absorbeur liquide. De plus, plus la pression partielle du polluant gazeux est élevée, plus le processus de dissolution est rapide. Le méthanol, le carbonate de propylène, etc. sont utilisés comme absorbeur.
• Combinaison. Dans la variante mixte d'extraction du sulfure d'hydrogène, les deux technologies sont utilisées. Le travail principal est effectué par absorption, et le post-traitement fin est réalisé par des adsorbants.

Depuis un demi-siècle, la technologie la plus demandée et la plus populaire pour extraire et éliminer du combustible naturel le sulfure d'hydrogène et l'acide carbonique est le traitement chimique du gaz à l'aide d'un absorbant aminé utilisé sous forme de solution aqueuse.

Les méthodes de sorption pour le traitement du gaz naturel reposent sur la capacité des substances solides et liquides à réagir avec le sulfure d'hydrogène et d'autres impuretés organiques, les extrayant ainsi de la composition du gaz.

La technologie aux amines convient mieux au traitement de grands volumes de gaz, car :

• Absence de pénurie. Les réactifs peuvent toujours être achetés dans le volume requis pour le traitement.
• Capacité d'absorption acceptable. Les amines se caractérisent par une capacité d'absorption élevée. Parmi toutes les substances utilisées, seules elles peuvent éliminer 99,9 % du sulfure d'hydrogène du gaz.
• Caractéristiques prioritaires. Les solutions aqueuses d'amines se distinguent par une viscosité, une densité de vapeur, une stabilité thermique et chimique et une faible capacité calorifique maximalement acceptables. Leurs caractéristiques assurent le meilleur déroulement du processus d'absorption.
• Absence de toxicité des substances réactives. C'est un argument important qui incite à recourir à la méthode aux amines.
• Sélectivité. Une qualité nécessaire lors de la réalisation d'une absorption sélective. Elle permet de mener séquentiellement les réactions nécessaires dans l'ordre requis pour un résultat optimal.

Les éthanolamines utilisées dans les méthodes chimiques de traitement du gaz pour éliminer le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone comprennent les monoéthanolamines (MEA), les diéthanolamines (DEA) et les triéthanolamines (TEA). Les substances avec les préfixes mono- et di- éliminent du gaz à la fois H₂S et CO₂. Quant à la troisième variante, elle ne permet d'éliminer que le sulfure d'hydrogène.

Pour effectuer le nettoyage sélectif du gaz naturel, on utilise des méthyldiéthanolamines (MDEA), des diglycolamines (DGA) et des diisopropanolamines (DIPA). Les absorbants sélectifs sont principalement utilisés à l'étranger.

Naturellement, il n'existe pas encore d'absorbeurs idéaux répondant à toutes les exigences de purification avant la livraison au système de chauffage au gaz et à l'alimentation des autres équipements. Chaque solvant présente certains avantages ainsi que des inconvénients. Lors du choix d'un réactif, on détermine simplement le plus approprié parmi une série proposée.

Principe de fonctionnement d'une installation typique

La solution de monoéthanolamine se caractérise par une capacité d'absorption maximale vis-à-vis du H₂S. Cependant, ce réactif présente deux inconvénients majeurs. Il se distingue par une pression assez élevée et par la capacité à former des composés irréversibles avec le sulfure de carbonyle lors du fonctionnement de l'unité de purification des gaz par amine.

Le premier inconvénient est éliminé par lavage, ce qui permet d'absorber partiellement les vapeurs d'amine. Le second est rarement rencontré lors du traitement des gaz de champ.

La concentration de la solution aqueuse de monoéthanolamine est déterminée de manière empirique ; sur la base des études menées, elle est adoptée pour la purification du gaz provenant d'un gisement spécifique. Lors du choix du pourcentage de réactif, on tient compte de sa capacité à résister à l'action agressive du sulfure d'hydrogène sur les composants métalliques du système.

La teneur standard en substance absorbante se situe généralement entre 15 et 20 %. Cependant, il arrive souvent que la concentration soit augmentée à 30 % ou diminuée à 10 % en fonction du degré de purification requis. C'est-à-dire selon l'usage auquel le gaz est destiné : chauffage ou production de composés polymères.

Notons que lorsque la concentration des composés aminés augmente, le potentiel corrosif du sulfure d'hydrogène diminue. Mais il faut tenir compte du fait que dans ce cas, la consommation de réactif augmente. Par conséquent, le coût du gaz commercial purifié augmente.

L'unité principale de l'installation de purification est un absorbeur de type à plateaux ou à garnissage. Il s'agit d'un appareil orienté verticalement, ressemblant extérieurement à une éprouvette, avec des garnitures ou des plateaux disposés à l'intérieur. Dans sa partie inférieure se trouve une entrée pour l'alimentation du mélange gazeux non purifié, et en haut une sortie vers le scrubber.

Si le gaz à purifier dans l'installation est sous une pression suffisante pour que le réactif passe dans l'échangeur thermique puis dans la colonne de stripping, le processus se déroule sans l'intervention d'une pompe. Si la pression est insuffisante pour le déroulement du processus, l'écoulement est stimulé par l'équipement de pompage.

Le flux de gaz, après être passé par le séparateur d'entrée, est injecté dans la partie inférieure de l'absorbeur. Il traverse ensuite les plateaux ou les garnissages situés au milieu de la cuve, sur lesquels les impuretés polluantes se déposent. Les garnissages, entièrement imbibés de solution d'amine, sont séparés par des grilles pour une répartition uniforme du réactif.

Ensuite, le gaz naturel débarrassé de ses impuretés est dirigé vers un scrubber. Cet appareil peut être raccordé dans le schéma de traitement après l'absorbeur ou être situé dans sa partie supérieure.

La solution usée s'écoule le long des parois de l'absorbeur et est dirigée vers la colonne de stripping – un désorbeur avec un rebouilleur. Là, la solution est purifiée des impuretés absorbées par les vapeurs dégagées lors de l'ébullition de l'eau, afin de retourner dans l'installation.

La solution régénérée, c'est-à-dire débarrassée des composés sulfurés, s'écoule dans l'échangeur thermique. Dans celui-ci, le liquide est refroidi lors du transfert de chaleur à la portion suivante de solution contaminée, puis est injecté par une pompe dans le refroidisseur pour un refroidissement complet et la condensation de la vapeur.

La solution absorbante refroidie est à nouveau introduite dans l'absorbeur. Ainsi, le réactif circule dans l'installation. Ses vapeurs sont également refroidies et purifiées des impuretés acides, puis elles reconstituent la réserve de réactif.

Le plus souvent, dans la purification du gaz, on utilise des schémas avec de la monoéthanolamine et de la diéthanolamine. Ces réactifs permettent d'extraire du gaz naturel non seulement le sulfure d'hydrogène, mais aussi le dioxyde de carbone.

S'il est nécessaire d'effectuer une élimination simultanée du CO₂ et du H₂S du gaz traité, un nettoyage en deux étapes est effectué. Il consiste à utiliser deux solutions de concentrations différentes. Cette option est plus économique qu'un nettoyage en une seule étape.

D'abord, le combustible gazeux est nettoyé avec une composition forte contenant 25-35% de réactif. Ensuite, le gaz est traité avec une solution aqueuse faible, dans laquelle la substance active ne représente que 5-12%. Au final, un nettoyage à la fois grossier et fin est effectué avec une consommation minimale de solution et une utilisation raisonnable de la chaleur dégagée.

Quatre options de purification par alcanolamines

Les alcanolamines ou les aminoalcools sont des substances qui contiennent non seulement un groupe amine, mais aussi un groupe hydroxyle.

La configuration des installations et les technologies de purification du gaz naturel par les alcanolamines diffèrent principalement par le mode d'alimentation de la substance absorbante. Le plus souvent, dans la purification du gaz avec ce type d'amines, on utilise quatre méthodes principales.

Première méthode. Elle implique l'alimentation de la solution active en un seul flux par le haut. La totalité du volume d'absorbant est dirigée vers le plateau supérieur de l'installation. Le processus de purification se déroule à une température ne dépassant pas 40 °C.

La méthode de purification la plus simple consiste à introduire la solution active en un seul flux. Cette technique est utilisée lorsque la quantité d'impuretés dans le gaz est faible.

Cette technique est généralement utilisée en cas de faible contamination par les composés sulfurés et le dioxyde de carbone. L'effet thermique total pour l'obtention du gaz comercial est généralement faible.

Deuxième méthode. Cette varriante de purification est utilisée lorsque la teneur en composés sulfurés dans le combustible gazeux est élevée.

Dans ce cas, la solution réactive est introduite en deux flux. Le premier, d'un volume d'environ 65 à 75% de la masse totale, est dirigé vers le milieu de l'installation, le second est fourni par le haut.

La solution d'amine s'écoule vers le bas à travers les plateaux et rencotre les courants gazeux ascendants qui sont injèctés dans le plateu inférrieur de l'unit d'absortion. Avant l'introduction, la solution est chauffée à 40°C au maximum, mais lors de l'intersction du gaz avec l'amine, la température augmente conssiderablement.

Pour que l'efficacité du nettoyage ne diminue pas en raison de l'augmentation de la température, l'excès de chaleur est évacé avec la solution usée saturée en sulfure d'hydrogène. En haut de l'installation, le flux est refroidi afin d'extraire les résidus des composants acides avec le condensat.

Les deuxième et troisième des méthdodes décrites impliquent l'introduction de la solution absorbante en deux flux. Dans le premier cas, le réactif est introduit à une seule température, dans le second, à des températures différentes.

C'est une méthode économique qui permet de réduire à la fois la consommation d'énergie et celle de la solution active. Aucun chauffage supplémentaire n'est effectué à aucune étape. Sur le plan technologique, il s'agit d'une purification à deux niveaux qui offre la possibilité de préparer le gaz commercial pour l'alimentation du réseau avec le moins de pertes possibles.

Troisième méthode. Elle implique l'introduction de l'absorbant dans l'installation de purification en deux flux à des températures différentes. Cette technique est utilisée si, outre le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone, le gaz brut contient également du CS₂ et du COS.

La plus grande partie de l'absorbant, environ 70 à 75 %, est chauffée à 60-70 °C, tandis que la partie restante ne l'est qu'à 40 °C. Les flux sont introduits dans l'absorbeur de la même manière que dans le cas précédent : par le haut et par le milieu.

La formation d'une zone à haute température permet d'extraire rapidement et efficacement les contaminants organiques de la masse gazeuse en bas de la colonne de purification. En haut, le dioxyde de carbone et le sulfure d'hydrogène sont précipités par l'amine à température standard.

Quatrième méthode. Cette technologie prédéfinit l'alimentation d'une solution aqueuse d'amine par deux flux avec différents degrés de régénération. C'est-à-dire que l'un est fourni non traité, avec des inclusions de sulfure d'hydrogène, le second sans celles-ci.

Le premier flux ne peut pas être considéré comme totalement contaminé. Il ne contient que partiellement des composants acides, car une partie d'entre eux est éliminée lors du refroidissement à +50°/+60°C dans l'échangeur de chaleur. Ce flux de solution est prélevé sur le garnissage inférieur du désorbeur, refroidi et dirigé vers la partie centrale de la colonne.

Lorsque le combustible gazeux contient des quantités importantes de sulfure d'hydrogène et de dioxyde de carbone, la purification est effectuée avec deux flux de solution de différents degrés de régénération.

Seule la partie de la solution qui est injectée dans le secteur supérieur de l'installation subit une purification profonde. La température de ce flux ne dépasse généralement pas 50°C. Un nettoyage fin du combustible gazeux est effectué ici. Ce schéma permet de réduire les coûts d'au moins 10 % grâce à la réduction de la consommation de vapeur.

Il est évident que la méthode de purification est choisie en fonction de la présence de contaminants organiques et de la rentabilité économique. Dans tous les cas, la diversité des technologies permet de sélectionner une option optimale. Sur une même installation de traitement du gaz par amine, on peut faire varier le degré de purification, obtenant ainsi un combustible gazeux avec les caractéristiques nécessaires au fonctionnement des chaudières à gaz, des cuisinières et des radiateurs.

Conclusions et vidéo utile sur le sujet

La vidéo suivante présente les spécificités de l'extraction du sulfure d'hydrogène du gaz associé extrait avec le pétrole par un puits de pétrole :

La vidéo présente une installation de purification du combustible bleu du sulfure d'hydrogène avec production de soufre élémentaire pour un traitement ultérieur :

L'auteur de cette vidéo explique comment éliminer le sulfure d'hydrogène du biogaz à la maison :

Le choix de la méthode de purification du gaz se concentre avant tout sur la résolution d'un problème spécifique. L'exécutant a deux voies : suivre un schéma éprouvé ou préférer quelque chose de nouveau. Cependant, l'orientation principale devrait toujours être la faisabilité économique tout en maintenant la qualité et en obtenant le degré de traitement requis.