L'H2S dans la production, le stockage et le transport du gaz naturel
Technologie TDLAS pour mesurer le H2S dans les conduites dans la chaîne d'approvisionnement du gaz naturel
H2S est présent naturellement dans les cuves de pétrole et de gaz. Le gaz produit contenant de hautes quantités de H2S nécessite d'être traité pour éviter les problèmes de corrosion. Les compagnies gazières font appel à différentes technologies pour adoucir le gaz naturel. Les process courants incluent des piégeurs liquides directement injectés, des systèmes de traitement chimique aux amines et des piégeurs solides granuleux. Certains process nécessitent que le gaz soit saturé par l'humidité. Une proximité étroite avec la sortie d'une installation d'adoucissement augmente les chances de transfert de liquides.
Principaux avantages
Sans entretien
Pas de ruban, de source lumineuse ou de remplacement de sonde nécessaires, pas de gaz porteur
Mesures rapides et reproductibles
Pas d'étalonnage sur le terrain nécessaire
Fiable même en conditions difficiles
Problèmes liés aux mesures classiques
Les mesures H2S sont généralement réalisées à l'aide de ruban d'acétate de plomb. Ce type d'analyse fait appel à des systèmes mécaniques qui font passer un rouleau de ruban sur un capteur qui détecte des taches sur le ruban causées par la réaction avec le H2S. Les analyseurs nécessitent une maintenance importante, le ruban contient du plomb qui doit être traité en conséquence, et les systèmes ont tendance à tomber en panne (manque de sécurité).
La solution Endress+Hauser
La Spectroscopie d'Absorption Infrarouge par Diode Laser Accordable (TDLAS) a été mise en œuvre par Endress+Hauser dans les applications d'hydrocarbone avec la technologie SpectraSensors, il y a plus de dix ans. La robustesse de ces analyseurs à base de laser leur a permis d'être utilisés dans les gazoducs avec très peu de maintenance, sans interférence et sans effets néfastes du glycol, du méthanol, de l'amine, de bouchons d'humidité, etc.