Une analyse technique et économique comparative des différents procédés de conversion du gaz de schiste en produits à haute valeur

Comptes Rendus. Chimie, 2020, 23, no. 4-5, p. 299-314

D. Duc Nguyen ; Maryam Rahimi ; Vahid Pirouzfar ; Hossein Sakhaeinia ; Chia-Hung Su

(traduction de DeepL post-éditée par N. Bacaër, suggestions d'amélioration : nicolas.bacaer@ird.fr)

Résumé

Le gaz naturel est un combustible propre et un aliment approprié pour les industries chimiques. Toutefois, son transport vers les marchés de consommation est plus difficile et plus coûteux que celui du pétrole brut en raison de certaines propriétés spécifiques. Par conséquent, la conversion du gaz naturel en produits chimiques et son exportation à la place du gaz sont plus sûres et plus rentables. Jusqu'à présent, de nombreuses méthodes et techniques alternatives ont été présentées dans ce domaine. Dans cette étude, trois processus importants de conversion du gaz de schiste en composés plus précieux, notamment le gaz en liquide (GTL), le gaz en méthanol (GTM) et le gaz en éthylène (GTE), ont été simulés par le logiciel Aspen HYSYS. Ensuite, les paramètres économiques de chaque procédé ont été calculés. Au final, les coûts d'investissement initiaux pour le GTM, le GTL et le GTE sont respectivement de 422, 249 et 967. Les valeurs de retour sur investissement pour GTM, GTL et GTE ont été estimées à 40, 37 et 20 %, respectivement.

1. Introduction

Le gaz de schiste est entouré de roches argileuses dures, et il est extrait par une méthode connue sous le nom de fracturation hydraulique [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7]. Cette méthode consiste à injecter une grande quantité d'eau contenant des produits chimiques dans des structures argileuses à haute pression [8, 9, 10]. Le développement de nouvelles technologies pour extraire le gaz des ressources non conventionnelles dans les structures de schiste a augmenté le potentiel d'approvisionnement en gaz, a entraîné de nombreux changements économiques sur les marchés et a modifié les schémas de la demande.

Jusqu'en 1821, le gaz de schiste était produit en petites quantités à partir de schistes naturellement fracturés [11, 12, 13, 14, 15]. Après le développement et l'optimisation des technologies de forage, en 1998, le gaz de schiste a été produit commercialement par Mitchell Energy Company à partir de la formation de Barnett dans le bassin de Fort Worth en utilisant la technologie de fracture d'eau [16, 17].

Les succès obtenus dans l'application des technologies de forage horizontal, de fracturation hydraulique et de microsismique ont été confirmés par certains gouvernements (18, 19).

Les deux tiers des réservoirs de gaz de schiste sont situés dans des régions éloignées. Ainsi, en raison de la difficulté à transférer le gaz naturel vers les marchés mondiaux ainsi que du faible prix du gaz, de nouvelles technologies ont été développées pour la conversion du gaz naturel en matériaux à plus forte valeur ajoutée et plus faciles à transporter. En outre, une quantité énorme de gaz naturel est libérée en même temps que l'extraction du pétrole. Le coût du stockage et du transport du gaz naturel ou associé est très élevé. Dans la plupart des régions, une énorme quantité de gaz est brûlée à la torche, ce qui entraîne diverses conséquences environnementales. En raison de ces problèmes, la conversion du gaz naturel en matériaux à plus forte valeur ajoutée est devenue très attrayante dans l'industrie pétrolière et gazière. Par rapport au charbon et au pétrole, le gaz naturel est considéré comme la plus grande source d'énergie. S'il existe des technologies efficaces pour sa conversion, les ressources gazières seront exploitées de manière plus optimale [20]. Si les scientifiques sont capables d'appliquer des méthodes économiques et efficaces pour convertir le méthane en composés à plus forte valeur ajoutée, la grande quantité de gaz emprisonnée dans les schistes gazeux créera de nombreuses opportunités d'investissement [21]. D'après les statistiques générales, le marché mondial du gaz de schiste a le potentiel de croître de près de 5,3 % (soit 9,19 milliards de dollars) à des fins commerciales entre 2014 et 2020 (22).

À l'heure actuelle, il existe de nombreuses possibilités et de nombreux défis pour la conversion du gaz de schiste en produits plus précieux en raison de l'exploration massive du gaz de schiste. Les quatre principaux produits de valeur sont le méthanol, les combustibles liquides, l'éthylène et le propylène. Chacun de ces produits a ses propres méthodes de production conventionnelles, ses technologies de préservation, ses dérivés et ses utilisations. Al-Douri et al. ont étudié différentes méthodes de conversion du gaz de schiste en composés à valeur ajoutée [23]. Si de nouvelles technologies se développent et si les investissements augmentent, la conversion du gaz réduira considérablement le brûlage à la torche. Un des problèmes de la conversion du gaz a été la faible différence de prix entre les produits d'alimentation et les produits chimiques. Mais récemment, les facteurs influençant l'importance de la conversion du gaz ont changé. L'augmentation du volume des gaz de torche est indéniable. Les combustibles liquides ont également gagné beaucoup de crédit du fait qu'ils sont exempts de soufre [24, 25]. Gradassi et al. ont étudié le potentiel de rentabilité industrielle des procédés de conversion du gaz naturel disponibles. Ils ont présenté une recherche fondamentale pour calculer les coûts d'exploitation et l'investissement initial pour ces procédés. Les procédés qu'ils ont sélectionnés nécessitent tous des coûts d'investissement initial élevés. Cependant, la période de récupération du processus de conversion du gaz en méthanol (GTM) a été inférieure à celle des autres processus [26].

Dans une autre recherche, la conversion directe du gaz de schiste en benzène a été étudiée du point de vue économique, environnemental et des économies d'énergie. Une analyse de sensibilité des conditions de fonctionnement indique que le retour sur investissement (ROI) le plus élevé est obtenu lorsque les conditions de fonctionnement du réacteur et du tambour de flash sont respectivement (P = 0,3 bar, T = 800 °C) et (P = 10 bar, T = 20 °C). En outre, l'intégration thermique du processus réduit l'émission de CO2 de 16 %, ce qui a un impact significatif sur les exigences environnementales et les paramètres économiques [27].

Le coût élevé du transport du gaz naturel des réserves éloignées vers les marchés de consommation a empêché la pleine exploitation de ces réserves. Le gaz naturel liquéfié (GNL) peut être transporté par gazoduc ou par bateau. Néanmoins, la distribution de ce gaz liquéfié aux consommateurs via des gazoducs nécessite une compression jusqu'à environ 80 atm, et parfois les gazoducs jusqu'à la destination peuvent ne pas être disponibles. Par conséquent, la conversion du méthane en produits de plus grande valeur peut entraîner d'énormes changements dans l'industrie gazière. Havran et al. ont réalisé que la conversion du méthane et du dioxyde de carbone en produits chimiques plus précieux est l'un des nouveaux défis auxquels est confrontée l'industrie du pétrole et du gaz. Ils ont décrit les méthodes de conversion directe de ces deux gaz, notamment la production de gaz de synthèse, la production directe d'acide acétique, la conversion photovoltaïque et la méthode de décharge à barrière diélectrique. Ils ont conclu que jusqu'à présent, le reformage à sec était la méthode la plus efficace de conversion du dioxyde de carbone et du méthane, qui se heurte à des obstacles tels que le dépôt excessif de carbone et l'inactivité du catalyseur [28].

1.1. Production de gaz de synthèse

Le gaz de synthèse est une combinaison de monoxyde de carbone et d'hydrogène. En d'autres termes, le gaz de synthèse est une sorte de composé intermédiaire dans la production de produits chimiques de valeur. Les entreprises ont développé plusieurs procédés pour produire du gaz de synthèse car ce produit est principalement utilisé dans l'industrie pétrochimique.

La production de gaz de synthèse est la partie la plus importante du processus de conversion du gaz naturel en d'autres matériaux à valeur ajoutée. Habituellement, une quantité considérable d'investissement initial est consacrée à cette partie [29].

Il existe trois méthodes principales de production de gaz de synthèse à partir du gaz naturel :

La réaction de reformage à la vapeur : \begin {eqnarray} \mathrm {CH}_{4} + \mathrm {H}_{2}\mathrm {O} \rightarrow \mathrm {CO} + 3\mathrm {H}_{2} \quad {\Delta }H = 206~\mathrm {kJ}/\mathrm {mole} \tag{1} \end {eqnarray} Réaction d'oxydation partielle : \begin {eqnarray} \mathrm {CH}_{4} + \frac {1}{2} \mathrm {O}_{2} \rightarrow \mathrm {CO} + 2\mathrm {H}_{2} \quad {\Delta }H = -36~\mathrm {kJ}/\mathrm {mole} \tag{2} \end {eqnarray} Réaction de reformage à sec : \begin {eqnarray} \mathrm {CH}_{4} + \mathrm {CO}_{2} \rightarrow 2\mathrm {CO} + 2\mathrm {H}_{2} \quad {\Delta }H = 247~\mathrm {kJ}/\mathrm {mole} \tag{3} \end {eqnarray} L'utilisation combinée des méthodes de production de gaz de synthèse permet de tirer profit de chaque procédé et d'en réduire les inconvénients. Par exemple, le reformage autothermique est une combinaison de reformage à la vapeur et de reformage par oxydation partielle dans laquelle le contrôle de la température du réacteur est plus facile. En outre, le rapport H2/CO peut être ajusté en fonction de différentes applications et de diverses conditions de fonctionnement [30]. À la fin des années 1950, Topsoe a commencé à utiliser le procédé ATR pour produire industriellement du gaz de synthèse dans des unités de production d'ammoniac et de méthanol [31]. Si de l'oxygène à faible coût est disponible, le procédé ATR sera considéré comme une méthode appropriée pour la production de gaz de synthèse [32]. Hao et al. ont simulé le procédé GTL (Gas to Liquid) en utilisant Aspen Plus. Ils ont utilisé un réacteur Gibbs pour le procédé autothermique et un réacteur cinétique pour le procédé Fischer-Tropsch dans ce logiciel [33].

1.2. Conversion du gaz de schiste en liquide

Le gaz naturel a été reconnu comme le combustible fossile le plus propre et le plus disponible au monde. Il est essentiel de convertir ce gaz en un liquide qui a moins de volume que le gaz. Pour cela, il existe deux solutions principales : la liquéfaction du gaz naturel et la conversion chimique du gaz naturel en liquide (GTL). Le procédé GTL implique la conversion chimique du gaz en hydrocarbures à longue chaîne, qui comprennent une large gamme de combustibles transmissibles et liquides. La conversion du gaz de schiste se fait en présence de catalyseurs tels que le cobalt et/ou le fer par la synthèse Fischer-Tropsch.

Ces dernières années, en raison du grand potentiel de production de combustibles liquides de haute qualité, de nombreuses études techniques et économiques ont été menées sur la conversion du gaz en liquide. Les produits finaux de ce processus sont pour la plupart équivalents aux produits pétroliers produits dans les tours de distillation des raffineries de pétrole brut, qui sont dans la gamme des composés C10 à C20. Ils sont également appelés produits de distillats moyens. Les autres produits de la synthèse Fischer-Tropsch comprennent différents types de combustibles liquides tels que le naphta, l'huile de graissage et la cire.

Le naphta obtenu par le procédé GTL est une alimentation appropriée pour l'unité de production d'éthylène en raison de son indice de cétane plus faible que celui des produits de la raffinerie. En raison de l'absence de soufre, le naphta et le kérosène obtenus à partir du GTL ont un point de fumée élevé. Les hydrocarbures saturés générés par ce procédé, tels que les cires et les lubrifiants, ont une forte valeur ajoutée en raison de leur grande qualité.

L'utilisation du procédé Fischer-Tropsch dans la technologie GTL présente divers avantages environnementaux tels que la production de carburants contenant une plus petite quantité de composés soufrés et de NOx et moins d'aromatiques.

Un autre avantage de la GTL est la production d'énormes produits en tant que carburant avec un indice de cétane élevé (70-80). Ces produits peuvent être mélangés aux produits de raffinage, en particulier au carburant diesel [34]. Dans une étude de cas pour évaluer le procédé GTL, 1,16 milliard de pieds cubes standard par jour (SCFD) de gaz naturel a été utilisé pour produire 118 000 barils par jour (bbl/d) de produits liquides. Selon le prix du gaz, le retour sur investissement a été différent. En réduisant le prix du gaz ou en augmentant le prix de vente des produits liquides, la rentabilité de ce processus a augmenté [35, 36].

1.3. Conversion du gaz de schiste en méthanol

Le méthanol est l'un des produits obtenus lors de la conversion de gaz en produits chimiques. Le méthanol est un produit intermédiaire pour la fabrication d'autres produits chimiques tels que l'acide acétique, le formaldéhyde, le téréphtalate de diméthyle, le méthyl-tert-butyl-éther, etc. En ce qui concerne le potentiel d'utilisation du gaz de schiste pour la production de méthanol, Laura M. Julian-Duran et al. ont fourni des analyses techniques, économiques et environnementales du processus de conversion du gaz de schiste en méthanol. Ils ont étudié diverses méthodes de production de gaz synthétique telles que l'oxydation partielle, le reformage à la vapeur, le reformage autothermique et le reformage combiné. Les résultats montrent que l'oxydation partielle et le reformage autothermique apportent un profit financier plus important au processus de production du méthanol. D'un point de vue environnemental, le reformage combiné est plus acceptable ; les émissions de carbone sont beaucoup plus faibles dans cette alternative [37]. La première synthèse du méthanol a été réalisée par les chimistes de la société BASF à Luna, en Allemagne, en 1923 (38). Kung Harold pensait que la conversion du gaz de schiste en méthanol par des méthodes traditionnelles et courantes était plus économique que le transport du gaz par des navires méthaniers (39). Minbu Young et Fengi ont analysé la rentabilité du gaz de schiste d'un point de vue économique et environnemental. Ils ont conclu que la production de méthanol à petite échelle était plus économique que les procédés courants de conversion du gaz de schiste et les énormes gammes de production de méthanol [40]. Ross et al. ont considéré que le reformage autothermique était la méthode appropriée et probable pour la production de méthanol à grande capacité (41). Le rôle du méthane dans les industries modernes, en particulier dans la production de méthanol, a été étudié. Le méthanol est un aliment essentiel pour la synthèse de produits de valeur dans les industries chimiques. De plus, la production directe de méthanol à partir de méthane avec une oxydation efficace des liaisons hydrogène-carbone est l'un des sujets les plus intéressants de l'industrie pétrochimique [42]. Dans le cadre d'une étude approfondie, la production de méthanol à partir de gaz naturel obtenu à partir du schiste de Brent a été simulée par le logiciel Aspen Plus. Les résultats de l'analyse technico-économique indiquent que la production de méthanol dans une large gamme de prix de vente du méthanol et du gaz de schiste présente des paramètres économiques souhaitables. Par exemple, pour les prix de vente du méthanol et du gaz de schiste, respectivement 2 gal et 3,5 MMBtu, la valeur du retour sur investissement était de 31 %. En outre, il est apparu clairement que le retour sur investissement augmenterait d'environ 2,5 % après l'intégration énergétique. En outre, les procédés de prétraitement du gaz naturel dépendent de la composition du gaz, ce qui peut modifier le prix de la matière première de l'unité de production de méthanol [43].

La demande de conversion du méthanol en oléfines (MTO) a extrêmement augmenté. Jasper et Halwagi ont comparé les procédés de conversion du MTO et du méthanol en propylène (MTP) dans une analyse technico-économique complète. Ils ont comparé l'utilisation du gaz naturel pour la production de méthanol avec l'achat de méthanol. Si le gaz naturel est utilisé comme matière première pour produire du méthanol, des résultats économiques plus acceptables seront obtenus [44].

1.4. Conversion du gaz de schiste en éthylène

À l'heure actuelle, l'éthylène est l'un des produits chimiques les plus importants et les plus utiles au monde. Il présente de nombreux avantages pour son utilisation dans l'industrie pétrochimique. La demande mondiale d'éthylène a augmenté. Selon les rapports, 140 millions de tonnes d'éthylène ont été produites en 2010. L'importance de l'éthylène est due aux liaisons binaires dans sa structure moléculaire, qui augmentent la réactivité et la capacité à former des composés chimiques [45]. L'éthylène peut être transformé industriellement en produits intermédiaires. L'éthylène est principalement utilisé pour la conversion en polyéthylène léger ou lourd, qui est appliqué dans des industries telles que la construction, la communication, l'emballage et d'autres installations industrielles (46). Les oléfines telles que l'éthylène et le propylène sont les principales matières premières des unités pétrochimiques [47].

Chang He et Fengqi You ont étudié de nouvelles méthodes de production d'éthylène à partir du gaz naturel et ont présenté des paramètres économiques tels que la valeur actuelle nette pour chacune d'entre elles. Ils ont conclu que les méthodes qu'ils proposent, telles que le vapocraquage et la déshydrogénation du propane, ont un effet positif sur l'efficacité du processus et les coûts d'investissement fixes par rapport aux méthodes courantes de conversion du gaz en éthylène [48, 49]. Zolfaghari et al. ont examiné différentes méthodes de récupération des gaz de torche (conversion du gaz en éthylène, du gaz en liquide, et production d'électricité). Ils ont conclu que la conversion du gaz de torche en éthylène présente le bénéfice annuel le plus élevé, tandis que le retour sur investissement est plus faible que celui des autres méthodes (49).

L'éthylène peut être produit par le craquage thermique de l'éthane et du propylène obtenus à partir du gaz naturel. Cependant, de nouvelles méthodes telles que la conversion directe du méthane en éthylène à l'aide de réacteurs catalytiques ont été largement utilisées. Dans cette méthode, les composants du gaz naturel sont utilisés pour produire de l'éthylène sans séparation initiale [45].

Les procédés industriels de production d'éthylène courants comprennent le craquage thermique de l'éthane, du naphta et du gaz naturel. Le couplage oxydatif du méthane (OCM) et la conversion du méthanol en oléfines font partie de ces procédés. Dans le procédé OCM, le méthane est converti directement en éthylène dans un réacteur catalytique, tandis que dans le procédé MTO, le méthane est d'abord synthétisé, puis le gaz de synthèse est introduit dans les réacteurs de production de méthanol. Finalement, le méthanol est converti dans un réacteur catalytique en éthylène et autres sous-produits. L'analyse économique des méthodes susmentionnées pour une certaine quantité de gaz de schiste a montré que le procédé MTO a un retour sur investissement plus élevé que le procédé OCM [50].

La conversion du gaz naturel en oléfines (GTO) a été introduite comme l'une des méthodes abordables et pratiques pour la production chimique. Les deux principaux produits de ce procédé sont l'éthylène et le propylène. Dans ce procédé, le gaz naturel est converti en méthanol par le procédé UOP/Hydro MTO, puis des oléfines légères sont produites à partir du méthanol. Trois méthodes, dont l'utilisation de craqueurs de naphta, de craqueurs d'éthane et de GTO, pour produire 500 000 MM de MTPA d'éthylène ont été comparées. Les valeurs de retour sur investissement pour les craqueurs de naphta, le craqueur d'éthane et le GTO sont respectivement de 8, 27 et 22. Cependant, le procédé GTO est économique dans les régions où le gaz naturel est disponible à faible coût et présente un retour sur investissement nettement plus élevé que celui des méthodes traditionnelles telles que le craquage du naphta [51].

En ce qui concerne la description ci-dessus des différents procédés de récupération, le principal objectif de cette recherche est de présenter et d'évaluer les procédés classiques de conversion du gaz de schiste en produits chimiques de valeur d'un point de vue technique et de comparer leurs paramètres économiques afin de sélectionner la méthode optimale et appropriée pour convertir un certain volume et une certaine composition du gaz de schiste. Enfin, le processus optimal de conversion du gaz de schiste est sélectionné en comparant la quantité de produits obtenus par chaque processus, en examinant le diagramme technique de chaque processus, l'équipement utilisé par unité de processus et ses coûts, et en comparant des paramètres tels que le bénéfice, le retour sur investissement, le coût total de l'investissement, etc.

2. Méthodes et principes

2.1. Méthode de modélisation et évaluation économique des processus

Le logiciel HYSYS d'Aspen est l'un des meilleurs simulateurs de génie chimique. Aspen HYSYS v10 est utilisé pour la simulation des procédés des technologies de conversion des gaz de schiste. Ensuite, les informations techniques obtenues de chaque procédé sont importées dans le logiciel Aspen Capital Cost Estimator, et l'analyse économique est réalisée de manière très détaillée. Aspen Capital Cost Estimator est le logiciel approprié pour préparer des rapports détaillés sur la conception des processus et l'évaluation économique d'un projet.
Tableau 1. La composition du gaz de schiste d'alimentation
La composition de l'alimentation en gaz de schiste appliquée dans chaque procédé est extraite de l'essai de Jian Gang et de ses collègues (tableau 1) [52]. Il convient de noter que pour comparer correctement trois procédés de conversion du gaz de schiste, le débit d'alimentation de chaque procédé a été considéré comme égal à 7945 kgmol/h.

2.2. Description du procédé

2.2.1. Processus GTL

Le procédé GTL est l'une des meilleures méthodes de conversion du gaz de schiste en divers hydrocarbures en raison de sa rentabilité économique et de la conversion des gaz associés en carburants respectueux de l'environnement. Les produits de synthèse Fischer-Tropsch comprennent des composés hydrocarbonés linéaires et ramifiés et d'autres composés oxydés. Les principaux produits de cette synthèse sont la paraffine linéaire et l'alpha-oléfine. En fait, la synthèse Fischer-Tropsch est un procédé catalytique qui convertit le gaz de synthèse en une combinaison d'hydrocarbures (combustibles liquides). La réaction de Fischer-Tropsch peut être considérée comme l'hydrogénation du monoxyde de carbone, qui se présente comme suit : \begin {eqnarray} \begin {array}{@{}c@{}} \mathrm {nCO} + 2\mathrm {nH}_{2} \rightarrow \mbox {--}(\mathrm {CH}_{2}) \mathrm {n}\mbox {--}+\mathrm {nH}_{2}\mathrm {O}, \\ {\Delta } HR= -165~\mathrm {kJ}/\mathrm {mol} \end {array} \tag{4} \end {eqnarray} En outre, d'autres réactions se produisent dans le réacteur Fischer-Tropsch. Le tableau 2 résume certaines des réactions possibles dans le réacteur [53].
Tableau 2. Plusieurs réactions possibles dans le réacteur F-T
Figure 1. Schéma du processus de l'unité GTL.
La figure 1 montre la simulation du processus Fischer-Tropsch. Ce procédé comprend trois étapes principales : la production, le traitement et la purification du gaz de synthèse, ainsi que la synthèse et l'optimisation des produits selon le procédé Fischer-Tropsch en utilisant des procédés de raffinage communs. Avant la production de gaz de synthèse, le processus d'élimination des gaz acides se fait par la solution d'amine dans les colonnes d'absorption et de désorption. Comme les catalyseurs Fischer-Tropsch sont sensibles au H2S, le processus de prétraitement est crucial pour éliminer les gaz acides de la charge d'alimentation. L'étape suivante a lieu dans un reformeur à vapeur dans lequel le gaz de synthèse est produit par reformage à la vapeur. Après refroidissement, le gaz de synthèse est acheminé vers les réacteurs Fischer-Tropsch. Enfin, les produits de synthèse sont extraits dans un séparateur ; les produits plus lourds sont séparés. Les paramètres cinétiques et d'autres détails liés au mécanisme de réaction ont été étudiés dans le cadre de recherches antérieures (54).

2.2.2. Processus de production du méthanol

La figure 2 montre que le processus de production de méthanol à partir du gaz de schiste comprend quatre étapes principales : la désulfuration du gaz naturel, le reformage à la vapeur, la synthèse du méthanol gazeux et la purification du méthanol. Comme le gaz naturel contient des impuretés de soufre, l'hydrogénation des gaz acides est essentielle. Ainsi, une partie des gaz de purge de l'unité de synthèse qui contiennent une grande quantité d'hydrogène est mélangée au flux d'alimentation dans le réacteur d'hydrogénation. Ensuite, le gaz sortant du réacteur d'hydrogénation entre dans des réacteurs catalytiques de désulfuration à deux étages. Dans le premier réacteur, les composants soufrés du gaz sont convertis en H2S par le catalyseur au cobalt-molybdène, et dans le second réacteur, qui comprend le catalyseur au ZnO, le gaz H2S produit dans le réacteur précédent est absorbé par l'oxyde de zinc. Pour augmenter l'efficacité de la désulfuration, la température d'entrée est fixée à 350-400 °C. Le gaz purifié est saturé après que la température soit descendue à 95 °C.
Figure 2. Schéma fonctionnel de l'unité GTM.
Le gaz d'alimentation saturé est transféré dans un pré-reformeur après plusieurs étapes de chauffage, et les hydrocarbures plus lourds sont convertis en hydrocarbures plus légers par les réactions suivantes. \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {C}_{4}\mathrm {H}_{10} + \mathrm {H}_{2}\mathrm {O} \leftrightarrow \mathrm {C}_{3}\mathrm {H}_{8} + \mathrm {CO} + 2\mathrm {H}_{2 } \tag{5} \end {eqnarray} \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {C}_{3}\mathrm {H}_{8} + \mathrm {H}_2\mathrm {O} \leftrightarrow \mathrm {C}_{2}\mathrm {H}_{6} + \mathrm {CO} + 2\mathrm {H}_{2} \tag{6}\end {eqnarray} \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {C}_{2}\mathrm {H}_{6} + \mathrm {H}_{2}\mathrm {O} \leftrightarrow \mathrm {CH}_{4} + \mathrm {CO} + 2\mathrm {H}_{2} \tag{7}\end {eqnarray} \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {CO} + \mathrm {H}_{2}\mathrm {O} \leftrightarrow \mathrm {CO}_{2} + \mathrm {H}_{2} \tag{8} \end {eqnarray} La vapeur d'alimentation/sortie du pré-reformeur à environ 500 °C se mélange avec le flux d'air dans le reformeur à vapeur, et la réaction suivante se produit. \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {CH}_{4} + \mathrm {H}_{2}\mathrm {O} \leftrightarrow \mathrm {CO} +3\mathrm {H}_{2} \tag{9} \end {eqnarray} \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {CO} + \mathrm {H}_{2}\mathrm {O} \leftrightarrow \mathrm {CO}_{2} + \mathrm {H}_{2} \tag{10}\end {eqnarray} \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {CH}_{4} + \mathrm {CO}_{2} \underset {\mathrm {Ni}}{\leftrightarrow } 2\mathrm {CO} + 2\mathrm {H}_{2} \tag{11} \end {eqnarray} Les gaz d'échappement du reformeur à vapeur à environ 700 °C entrent dans la deuxième étape de reformage, appelée réacteur autothermique. En plus du gaz, de l'oxygène et de la vapeur sont envoyés dans ce réacteur. Les réactions d'oxydation combinées suivantes se produisent en présence d'un catalyseur au nickel. \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {CH}_{4} + 2\mathrm {O}_{2} \underset {\mathrm {Ni}}{\leftrightarrow } \mathrm {CO}_{2}+ 2\mathrm {H}_{2}\mathrm {O} \tag{12}\end {eqnarray} \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {CO}_{2} + \mathrm {CH}_{4 }\leftrightarrow 2\mathrm {CO} + 2\mathrm {H}_{2} \tag{13} \end {eqnarray} \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {CH}_{4} + \mathrm {H}_{2}\mathrm {O} \underset {\mathrm {Ni}}{\leftrightarrow } \mathrm {CO} + 3\mathrm {H}_{2} \tag{14} \end {eqnarray} Compte tenu des réactions de reformage, le gaz de synthèse (CO et H2) est produit en deux étapes. Après quelques étapes de refroidissement, la température est réduite à 40 °C, et le gaz de synthèse entre dans le compresseur. À ce stade, le gaz de synthèse produit est comprimé à 150 bars et transmis aux réacteurs de production de méthanol. Dans le réacteur de synthèse du méthanol, ce gaz de synthèse est converti en méthanol et en vapeur en présence d'un catalyseur au cuivre à une température de 220-265 °C et à une pression de 75 bars. Les réactions de formation du méthanol sont les suivantes. \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {CO}_{2} + 3\mathrm {H}_{2} \Leftrightarrow \mathrm {CH}_{3}\mathrm {OH} + \mathrm {H}_{2}\mathrm {O} \tag{15}\end {eqnarray} \begin {eqnarray} &\displaystyle \mathrm {CO} + 2\mathrm {H}_{2 } \underset {\mathrm {Cu}}{\Leftrightarrow } \mathrm {CH}_{3}\mathrm {OH} \tag{16} \end {eqnarray}
Figure 3. Schéma du processus de l'unité GTM.
Le méthanol produit est associé à certains gaz dissous, à de l'eau et à des impuretés ayant différents points d'ébullition. Ces impuretés sont séparées dans une unité de distillation. Enfin, on obtient du méthanol pur et de l'eau de traitement. La distillation du méthanol se déroule en trois étapes, comprenant la séparation des gaz, la séparation des sous-produits à faible point d'ébullition et la séparation des sous-produits à divers points d'ébullition. L'étape de séparation des gaz se déroule dans une colonne de stabilisation dans laquelle la pression du méthanol est réduite à environ 2 à 3 bars. Le gaz dissous est libéré. Ensuite, le méthanol brut avec l'eau et les gaz dissous est transmis à la première tour de distillation. La première tour de distillation se compose de 85 plateaux, et le flux d'entrée entre dans le 10ème plateau. Les impuretés volatiles et les gaz inertes sont séparés du méthanol dans cette colonne. Le flux de méthanol de sortie du bas de la colonne, qui est presque dégazé, entre dans la deuxième colonne de distillation à 94 °C 2,4 bars. Dans la deuxième colonne, le méthanol, l'eau et les autres composants lourds sont séparés et l'eau de traitement est retirée du bas de la colonne. La vapeur de méthanol produite entre dans un refroidisseur à air en haut de cette colonne à 69 °C et passe ensuite dans un échangeur de chaleur. Par conséquent, sa température diminue jusqu'à 40 °C, puis elle est transmise à un tambour de reflux. Une partie du méthanol condensé est renvoyée dans la colonne par des pompes de reflux et le reste du méthanol pur est transmis à des réservoirs de stockage. La figure 3 illustre la simulation d'une unité de production de méthanol dans le logiciel Aspen HYSYS.

2.2.3. Processus de production de l'éthylène

La conversion directe du gaz de schiste en éthylène (GTE) a été simulée dans cette recherche (figure 4). Dans ce processus, le mélange de gaz de schiste non corrosif est transmis à un craqueur thermique. Dans ce conteneur, le méthane et les autres hydrocarbures présents dans le gaz sont convertis en hydrogène et en acétylène.
Figure 4. Schéma du processus de l'unité GTE.
La cinétique de ce mécanisme est très compliquée. La figure 5 montre les principales réactions qui se produisent dans le craqueur.

3. Discussion et résultats

3.1. Résultats techniques et résultats de simulation de l'unité de production de GTL

Les carburants de synthèse produits par le procédé GTL ne contiennent aucun composé aromatique et sulfurique. Les carburants de synthèse GTL peuvent être considérés comme des carburants verts et propres. Avant de simuler le procédé de synthèse Fischer-Tropsch, une unité d'adoucissement du gaz est simulée. La composition du gaz non corrosif est présentée dans le tableau 3.

Le tableau 4 indique les résultats de la simulation des procédés GTL, GTM et GTE. Dans le procédé GTL, le combustible nécessaire (essence, gasoil et diesel) est produit à partir de gaz au lieu de pétrole brut. Selon le fait que ce procédé est considéré comme l'une des meilleures solutions pour convertir le gaz de schiste en composés à haute valeur ajoutée.

3.2. Résultats techniques et résultats de simulation de l'unité de production de méthanol

Le gaz de schiste produit moins de gaz à effet de serre que le charbon. Comme expliqué, le gaz d'alimentation passe par un processus de pré-purification comprenant un réacteur d'hydrogénation et une désulfuration avant la production de gaz de synthèse. La composition des gaz d'échappement de ces réacteurs est présentée dans le tableau 7. La réduction du gaz acide peut être observée après ce processus. Après le traitement du gaz d'entrée, il est nécessaire de produire du gaz de synthèse avec un rapport approprié de H2 et de CO. La production de gaz de synthèse est reconnue comme la partie la plus fondamentale de la conversion du gaz de schiste en méthanol. Les résultats de la simulation, y compris la composition du gaz de synthèse à la sortie du réacteur autothermique et la spécification du méthanol pur, sont présentés dans les tableaux 6 et 7, respectivement.
Tableau 3. Composition du gaz de schiste après adoucissement dans le procédé GTL
Tableau 4. Caractérisations et conditions des produits issus des différents procédés de récupération des torchères

3.3. Résultats techniques et résultats de simulation de l'unité de production d'éthylène

L'éthylène était produit par le craquage thermique de l'éthane et du propylène à partir du gaz de schiste. La composition des gaz d'échappement du craqueur thermique est présentée dans le tableau 4. Ce tableau présente la spécification du produit final de la production directe d'éthylène à partir du méthane. Il est évident qu'il y a une quantité négligeable de gaz acide due au processus de purification. Par conséquent, on obtient de l'éthylène hautement purifié.
Figure 5. Schéma du processus GTL.

3.4. L'analyse économique des processus

Les résultats de la simulation de processus ont été importés dans le logiciel Icarus pour évaluer économiquement les processus de conversion du gaz. Les facteurs effectifs des coûts totaux comprennent tous les coûts directs et indirects, les coûts d'exploitation, le coût des matières premières et les prix du marché du GTL, du méthanol et de l'éthylène.

L'investissement total pour la production de 1 100 barils de GTL par jour a été calculé. En outre, les coûts de production de 162 m3/h de méthanol et de 1838 m3/h d'éthylène ont été calculés (tableaux 5-8). Pour comparer ces procédés, leurs paramètres économiques importants ont été calculés selon la figure 6.

Tableau 5. Résumé des coûts du projet d'unité de traitement du GTL
Figure 6. Étapes du calcul des paramètres économiques.
Tableau 6. Résumé des coûts du projet d'unité de processus GTM
Tableau 7. Résumé des coûts du projet d'unité de processus GTE
Tableau 8. Résumé des paramètres économiques, des avantages et des inconvénients des procédés de conversion des gaz de schiste
Selon la figure 7, le processus GTM présente le retour sur investissement le plus élevé. Pour permettre une comparaison économique précise, le flux de matières premières est fixé à un niveau égal pour les trois procédés. Le produit des ventes d'éthylène et de méthanol est plus élevé. En outre, on peut voir que la différence entre les ROR du GTM et du GTL n'est pas grande (figure 8). Par conséquent, pour la conversion de gaz de schiste avec cette capacité, la production de méthanol est un procédé plus approprié. Étant donné que la majeure partie du coût de production du méthanol est affectée à l'alimentation, la production de méthanol dans des régions où l'alimentation est moins chère, comme c'est le cas pour le gaz de schiste, peut offrir des possibilités d'investissement ainsi qu'une certaine rentabilité.
Figure 7. Une comparaison entre les ventes de produits, l'investissement total, le coût de l'alimentation et le profit.
Figure 8. Une comparaison des taux de rendement.
D'autre part, la forte demande de production de diesel peut être satisfaite par la méthode GTL, bien que cette méthode soit coûteuse pour les raffineries. Si la production de carburants propres est envisagée, la méthode GTL est une bonne option. On peut observer que la production d'éthylène a le plus faible retour sur investissement, et que son coût d'investissement initial est supérieur à celui des deux autres méthodes. En comparant les coûts d'achat et d'installation des équipements dans chaque procédé, on peut se rendre compte que ces paramètres du procédé GTE sont plus élevés que ceux des deux autres procédés en raison d'une plus grande complexité et d'équipements plus coûteux, tels que la boîte froide et les compresseurs, que ceux du procédé de production d'éthylène. Compte tenu du fait que la méthode de production d'éthylène est plus compliquée que les autres méthodes et en comparant les paramètres économiques calculés, on peut conclure que le GTE n'est pas économique pour cette capacité de gaz de schiste.

4. Conclusion

Comme nous l'avons déjà mentionné, trois méthodes différentes de conversion du gaz de schiste en produits chimiques de valeur ont été étudiées dans le cadre de cette recherche. En outre, ces méthodes ont été comparées d'un point de vue technique et économique. Les résultats techniques et économiques indiquent que la conversion du gaz de schiste en méthanol est plus appropriée que les autres méthodes. Outre les complexités supplémentaires du processus industriel de l'éthylène, le retour sur investissement ou ROR et l'investissement total pour le processus GTE sont respectivement de 19,84 % et 967,92 millions de dollars. Par conséquent, le coût d'investissement total le plus élevé et le TDR le plus bas appartiennent à ce procédé (figures 7 et 8). Le coût d'investissement initial requis pour le GTM est de 422,355 MM$, alors qu'il est de 249,248 MM$ pour le processus GTL. Malgré l'investissement plus élevé dans le processus de production du méthanol, le TDR de ce processus est plus favorable que celui du processus GTL. Il convient de considérer que le procédé GTL est coûteux et n'est économiquement avantageux que si le prix du gaz d'alimentation est bas. En outre, les résultats indiquent que les avantages annuels obtenus grâce aux procédés GTM et GTL sont respectivement de 166,69 et 92,74. Cela révèle une rentabilité élevée du processus de production de méthanol, même si son coût d'investissement est plus élevé. La production de méthanol, qui est l'un des produits chimiques les plus utiles dans l'industrie pétrolière et gazière, pourrait être une option appropriée pour la conversion du gaz de schiste en raison d'un processus moins complexe et de meilleurs paramètres économiques que les autres méthodes.

Nomenclature

GTL gaz à liquide
GTE gaz à l'éthylène
GTM gaz au méthanol
F-T Fischer-Tropsch
ROI Retour sur investissement
ROR Taux de rendement
supv supervision
Const mgt Gestion de la construction
inv. investissement

Bibliographie