Alcimed, société de conseil en innovation et développement de nouveaux marchés, revient sur l’intérêt des technologies membranaires comme alternative aux procédés classiques à absorption chimique ou physique pour le traitement du gaz naturel.
Les opérateurs gaziers et pétroliers ont exploité les gisements les plus simples et les moins coûteux en premier. La proportion de gaz acides – dioxyde de carbone (CO2) et / ou sulfure d’hydrogène (H2S) – extraits associés au gaz naturel est en croissance au niveau mondial, et dans les décennies à venir, les opérateurs seront confrontés à des champs de plus en plus acides.
Des réserves de gaz de plus en plus acides…
40% des réserves de gaz restantes sur le globe sont acides … ce qui représente près de 25 années de consommation annuelle mondiale de gaz ! Parmi ces 40%, 10.000 milliards de mètres cubes (un peu plus de 3 ans de la consommation annuelle mondiale) contiennent plus de 10% d’H2S et au moins 20.000 milliards de mètres cubes recèlent plus de 10% de CO2. Ces réserves à forte teneur en CO2 se situent en Asie du Sud-Est (Indonésie et Thaïlande), au Moyen-Orient et en Australie. Les gisements à forte teneur en H2S sont au Moyen-Orient (Emirats Arabes Unis, Qatar et Arabie Saoudite), au Canada, avec certains réservoirs allant jusqu’à 90% d’H2S, autour de la mer Caspienne, en Chine, au Brésil et enfin au Venezuela.
« En revanche, aux Etats-Unis, la tendance est plutôt à l’extraction croissante des gaz de schiste que des gaz acides. Et les gaz de schiste sont considérés comme plutôt « propres » sur cet aspect, à savoir ne contenant en général pas d’H2S et peu de CO2 » indique Cécile Pairin, Responsable de la Business Unit Energies et Ressources, Alcimed.
Les technologies classiques de traitement de CO2 et d’H2S montrent leurs limites
Le CO2 et l’H2S doivent être séparés du gaz naturel (CH4) afin de ne pas endommager les pipelines et les équipements. Des spécifications propres au gaz naturel ou au GNL, encore plus drastiques, ont été mises en place. Ces dernières années, les technologies de séparation ont ainsi gagné en intérêt, accompagnant également la réflexion sur le captage de CO2.
Les technologies les plus classiques de désacidification du gaz naturel mettent en œuvre des procédés d’absorption chimique ou physique. Le principe repose sur la mise en contact direct du gaz extrait avec un solvant qui va absorber préférentiellement le CO2 et l’H2S et non les molécules de gaz naturel. Mais ces technologies présentent des limitations pour l’exploitation de deux catégories de champs de gaz.
Pour les exploitations offshore, les procédés par absorption sont peu compacts et sont sensibles au roulis. L’efficacité de la séparation dépend de la surface de contact entre le solvant et le gaz extrait. Plus la colonne de séparation bouge, moins l’efficacité est bonne. Ce qui pose une réelle difficulté dans des champs offshore acides.
Pour les champs à forte concentration en CO2 (15-20%) ou en H2S, l’intérêt économique des procédés à absorption devient faible. Il faudrait en effet utiliser des quantités importantes et coûteuses de solvant afin d’éliminer les gaz acides, et ensuite régénérer le solvant, une étape qui requiert des quantités d’énergie importantes.
Les technologies membranaires, alternatives aux procédés à absorption
Les technologies membranaires peuvent apporter une réponse à ces limites. Deux technologies se distinguent :
– Les membranes sélectives
Le principe de fonctionnement est simple : le mélange méthane et gaz acides est mis au contact d’une membrane, choisie pour être préférentiellement perméable aux molécules de CO2 et d’H2S. En flux sortant, il reste ainsi principalement du méthane. Cette solution est déjà commercialisée et il est recensé environ une centaine d’installations. A côté des membranes polymériques d’acétate de cellulose qui sont les plus utilisées pour le moment, d’autres matériaux apparaissent tels que les polyimides ou les perfluoropolymères. Les membranes sélectives sont particulièrement pertinentes pour les champs à forte teneur en CO2. Leur encombrement et les investissements nécessaires ne dépendent pas de la concentration en gaz acides, elles sont moins gourmandes en énergie, en produits chimiques et en maintenance. Elles sont également bien adaptées pour l’offshore car plus compactes.
– Les « contacteurs membranaires »
Ils améliorent l’absorption classique notamment pour les champs offshore, en utilisant des membranes. Le mélange de gaz et le solvant circulent à contre-courant mais une membrane poreuse joue le rôle de paroi et permet d’éviter qu’ils soient en contact. Le CO2 et / ou le H2S sont absorbés par le solvant et passent à travers la membrane. Cette séparation physique des flux de gaz et de solvant présente l’avantage d’être insensible au mouvement, contrairement aux colonnes à absorption. Les contacteurs membranaires sont aujourd’hui encore au stade de pilote et de recherche : les universités et quelques instituts de recherches sont les moteurs du développement de cette technologie. Il existe encore que très peu de sociétés d’ingénierie impliquées.
« Les contacteurs membranaires pourraient offrir une réduction de volume et de poids en comparaison des procédés à absorption, ils ont de plus une insensibilité au mouvement. Cela les rend particulièrement attractifs pour le traitement des gaz acides offshore. Mais cette technologie n’a pas encore dépassé le stade pilote » conclut Cécile Pairin, Responsable de la Business Unit Energies et Ressources, Alcimed.
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