Étude des conditions de dissociation des hydrates de gaz en présence de gaz acides

• Main Author: Hajiw, Martha
• Other Authors: Paris, ENMP
• Language: en
• Published: 2014
• Subjects: Thermodynamique; Équations d'état; CPA; Travail expérimental; Hydrates; Inhibiteurs; Thermodynamic; Equations of state; Experimental work; Inhibitors; 620
• Online Access: http://www.theses.fr/2014ENMP0042/document

La demande en énergies fossiles a connu une forte croissance au cours du vingtième siècle et représente aujourd'hui 80% de la consommation énergétique mondiale. Pour répondre à la demande, les industries pétrolières et gazières s'orientent vers de nouvelles sources. 40% des réserves de gaz contiennent un pourcentage important (jusqu'à 20%) de gaz acides (dioxyde de carbone et sulfure d'hydrogène). La production de ces gaz à forte teneur en gaz acides représente un défi pour les industries, étant donné la toxicité du sulfure d'hydrogène et la forte probabilité de corrosion des pipelines en présence d'eau (naturellement produite avec le gaz naturel). D'autre part, l'utilisation des énergies fossiles conduit au changement climatique avec des émissions importantes de dioxyde de carbone dans l'atmosphère. Le captage et le stockage du CO2 semble être un procédé prometteur. De l'eau est souvent présente lors du transport du gaz naturel et du CO2 capturé. Lors des étapes de production et de transport, les conditions de température et de pression sont sujettes au changement. La condensation de l'eau (à l'origine de la corrosion et donc d'une rupture possible des pipelines) et à la formation de glace et/ou d'hydrates en sont les conséquences principales. Or la formation d'hydrates est un sérieux problème avec un risque de blocage des pipelines. Pour éviter la formation des hydrates, des inhibiteurs chimiques sont utilisés. Il est donc indispensable de bien connaitre les équilibres entre phases pour les différents mélanges considérés pour un fonctionnement et une production en toute sécurité. === The twentieth century has seen an important increase of the fossil energy demand, representing today 80% of world energy consumption. To meet the request, oil and gas companies are interested in new gas fields. 40% of these reserves are acid and sour gases, i.e. the percentage of carbon dioxide and hydrogen sulphide is significant, sometimes over 20% of CO2 or H2S. Natural gas production with high content of acid gases can be a challenge, due to their corrosiveness potential in pipelines in the presence of water and H2S toxicity. On another hand, as a result of world's dependence on fossil energies, the release of carbon into atmosphere is increasing and leads to climate changes. Carbon Capture and Storage (CCS) is one of the most promising ways to reduce CO2 emissions in the atmosphere. Whether in natural gas or carbon dioxide transport, water may be present. During production, transportation and processing, changes in temperature and pressure can lead to water condensation (cause of corrosion, and consequently a possible pipeline rupture), ice and/or gas hydrates formation. Hydrates are a serious flow assurance problem and may block pipelines. To avoid hydrates formation, chemical inhibitors are used. Therefore accurate knowledge of mixtures phase equilibria are important for safe operation of pipelines and production/processing facilities.