Comment améliorer la sécurité et la qualité du gaz tout en minimisant les risques opérationnels
Le point de rosée des hydrocarbures (PCH) est l'un des principaux paramètres de mesure permettant de garantir la sécurité, la qualité du gaz et l'efficacité opérationnelle des systèmes de traitement et de distribution du gaz naturel.
Souvent appelé "chute de liquide d'hydrocarbure", le PDHC indique la température à laquelle les composants lourds d'hydrocarbures commencent à se condenser hors du gaz naturel lorsqu'il est refroidi à pression constante. Un PDHC plus élevé indique normalement que le gaz contient une plus grande proportion de composants d'hydrocarbures d'ordre moyen, tels que l'éthane, le propane et les butanes, ainsi que des concentrations traces accrues des vapeurs d'hydrocarbures les plus lourdes associées au pétrole dans le réservoir de gaz de production.
Si ces composants d'hydrocarbures plus lourds sont autorisés à se condenser sous forme liquide, ils peuvent créer un certain nombre de problèmes :
Pour une introduction plus détaillée au point de rosée des hydrocarbures, veuillez lire notre article de blog, Qu'est-ce que le point de rosée des hydrocarbures ?
Qu'est-ce qui peut causer des niveaux élevés de HCDP dans le gaz naturel ?
La cause la plus fréquente de niveaux élevés de HCDP provient d'un traitement inefficace ou incomplet du gaz naturel.
À l'état brut, le gaz extrait d'un puits contient un mélange complexe d'hydrocarbures. Les éléments les plus lourds sont normalement condensés en réduisant la température du gaz, soit par un système de refroidissement externe, soit par le procédé Joule-Thompson, qui consiste à détendre le gaz pour le refroidir en dessous du point de condensation. Une fois les condensats éliminés, le gaz est recomprimé avant d'être transmis. Tout problème dans ce processus laissera toutefois des éléments plus lourds entraînés dans le gaz naturel ou présents sous forme de condensats (souvent appelés "essence naturelle"), qui sont transportés en aval. Dans chaque cas, le résultat est le même : un niveau de PDCH supérieur à la spécification contractuelle ou tarifaire.
Les problèmes liés au PCDH se manifestent généralement au cours du processus de distribution. Cela est normalement dû à des changements de pression lorsque le gaz passe dans un réseau régional ou à l'entrée d'une ville, ou lorsqu'il y a une baisse de la température de transmission. Ces problèmes peuvent entraîner la condensation d'hydrocarbures hors du gaz naturel à différentes étapes - souvent imprévisibles - du réseau de distribution.
Comment garantir la qualité du gaz naturel
D'après la description ci-dessus, il est clair que la qualité du gaz naturel livré à sa destination finale dépend d'un traitement et d'une distribution corrects et, surtout, de procédures de mesure et de surveillance précises et fiables du PDCH. Celles-ci reposent à leur tour sur l'utilisation de capteurs et d'instruments analytiques avancés.
Il existe plusieurs façons de mesurer le PCHD. On peut notamment utiliser le Dewscope du Bureau des mines des États-Unis, qui est une méthode lente et manuelle de prise de mesures ponctuelles nécessitant les compétences d'un opérateur expérimenté pour obtenir des résultats précis et reproductibles. Il est également possible d'utiliser un chromatographe en phase gazeuse ou un spectroscope à fibres optiques à ondes évanescentes. Il s'agit toutefois d'options coûteuses et d'une valeur limitée.
Les chromatographes en phase gazeuse, par exemple, peuvent théoriquement être utilisés pour mesurer le HCDP par le biais de l'équation d'état. L'obtention d'une valeur précise nécessite des analyses étendues, qui doivent inclure les traces d'hydrocarbures les plus lourdes déterminées par la sensibilité en ppm ; cela dépasse généralement les capacités des instruments de traitement en ligne normalement utilisés dans les systèmes de mesure du gaz.
Mesure du HCDP selon les meilleures pratiques
En comparaison, la meilleure pratique dans le secteur du gaz naturel consiste à utiliser un analyseur de point de rosée entièrement automatique, tel que notre analyseur avancé Michell CD603 – Condumax Dew-Point Analyzer.
Le système utilise une variante du capteur de point de rosée à miroir refroidi combinée à une photodétection directe des condensats d'hydrocarbures, afin d'obtenir une précision exceptionnelle, à ± 0,5 °C près, avec une résolution de 0,1 °C.
Conçu pour être utilisé en ligne, le CD603 a un cycle d'échantillonnage de moins de dix minutes, est autonettoyant, ne nécessite aucun gaz de purge ou de refroidissement, et est entièrement certifié conforme aux normes IECEx, ATEX, UKEX
et cQPSus.
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