04 Traitements Des Effluents Eau [PDF]

Zitiervorschau

FORMATION  PROFESSIONNALISANTE  PRO/EXP3   GROUPE 1

Sécurité  Industrielle  

Traitements  des  effluents  :  eau  et  gaz   (associés  et  naturel) Hassi   Messaoud   /   Centre   IAP   –   18-23 Avril 2015   M.  José  AUGUET

Traitement de l’eau de production

Div ‐ Ref

Plan du cours



Introduction



Réglementation relative aux rejets



Propriétés des émulsions (généralités)



Conception du procédé et caractéristiques des équipements



Conception du procédé : techniques particulières



Traitement chimique



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau de production © 2015 ‐ IFP Training

Div ‐ Ref

2

Eau de production – Quantité

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3

Div ‐ Ref

Eau de production – Origine 



L’eau de production, une des eaux rejetées dans l’environnement naturel par les sites de production, comprend : de l’eau de réservoir de l’eau de dessalage de l’eau de procédé

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Div ‐ Ref

4

Eau de production – Exemple de composition de l’eau rejetée 

Composition moyenne de l’eau de production rejetée dans la Mer du Nord : CHAMPS DE PETROLE

ESSENTIELLEMENT  NON‐DISSOUS ESSENTIELLEMENT  DISSOUS

32 1 0,8 0,1 0,07 5,5 44

102 80 74 0,6 0,3 5,5 91

0,4 0,16 0,13 0,10 0,08 0,08

14 0,55 0,03 0,10 0,05 0,08

45 0,8 0,6

45 0,8 0,6

1660 3900

1660 3900

(Source : EP/P/PRO/ENV 1994)

Div ‐ Ref

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• Hydrocarbures aliphatiques (mg/l) • Hydrocarbures aromatiques (mg/l) ‐ dont benzène ‐ dont HAP (Aromatiques Polycycliques) ‐ dont naphtalène • Phénols (mg/l) • Acides (mg/l) • Métaux (mg/l) ‐ Zn ‐ Pb ‐ Cu ‐ Ni ‐ Cd ‐ Cr • Sels inorganiques (g/l) ‐ chlorures    ‐ sulfates   ‐ bicarbonates • Eléments radioactifs (Bq/m3) ‐ radium 226       ‐ radium 228

CHAMPS DE GAZ

5

Plan du cours



Introduction



Réglementation relative aux rejets



Propriétés des émulsions (généralités)



Conception du procédé et caractéristiques des équipements



Conception du procédé : techniques particulières



Traitement chimique



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau de production © 2015 ‐ IFP Training

Div ‐ Ref

6

Règlementation relative aux rejets – Normes de rejet



En mer • Limite la plus couramment admise : 30 mg/l (HC dispersés / non‐dissous, mesures infrarouges) • Si non‐spécifiée : même objectif



A terre • Les limites de rejet d’HC varient avec le site. Plus basses qu’en mer • Plus autres paramètres à prendre en compte : DCO (Demande Chimique en Oxygène), DBO (Demande Biologique en Oxygène), Salinité, Solides en suspension, Etc.

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− − − − −

7

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Règlementation relative aux rejets – Normes



Changeante et incomplète. Varie en fonction du pays



Spécifiée par l’autorité compétente



Niveau international : O.M.I. (Nations‐Unies)



Niveau régional : • • • • •

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Niveau local : selon pays

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

Parcom (Paris Committee) Osparcon (Oslo Paris Convention) Barcelone Abidjan Etc.

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Règlementation relative aux rejets – Méthodes de mesure des HC 

Plusieurs méthodes d’analyse : • Absorption INFRA‐ROUGE (IR) : − Problèmes avec le solvant d’extraction : tétrachloroéthylène – Fréon 112 !!

• Chromatographie : − Difficile à mettre en œuvre sur site détecte de C7 à C40 SEULEMENT  généralement 20% de moins que l’IR

• Analyse gravimétrique : − Peu adaptée aux HC légers

• Détection des HC par RAYONS UV : − Attention à l’étalonnage problèmes avec les HC de couleur pâle

Disparité et difficultés liées à la définition d’une méthode de référence



Evolution de la réglementation en cours dans plusieurs pays ATTENTION : LA DILUTION DES EAUX REJETEES EST INTERDITE !!

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

9

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Eau de production – Schéma fonctionnel

Collecte des eaux usées en production (huile) Cas général

En mer Gaz Séparateurs  d’eau libre

A terre Gaz

Huile Ballon  tampo n       

Dessaleurs

Gaz Dessaleurs

Gaz Stockage

Condensats

Purges

Eau

Eau

Purges Ballon tampon       

Réseau  ouvert

Conduite eau  de procédé

Réseau  fermé

Réseau  ouvert

Conduite eau  de procédé

Réseau  fermé

Décantation

Traitement  I+II+…III (poss.)

Décantation

Traitement 

Traitement 

Traitement 

Rejet 2  Objectif : 30 mg/l Production

Traitement  biologique Rejet  Objectif : 10 mg/l

Production

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Rejet 1  Objectif : 30 mg/l

Div ‐ Ref

Eau

Ballon  tampon        (possible)

10

Eau de production – Séparation par gravité



La loi de STOKES donne l’expression de l’égalité des forces de gravitation et de frottement dans un champ hydrodynamique où la formule de STOKES peut être simplifiée :

V

TERMINAL

 g.

(ρW  ρHC) . D2 18. μ

EXEMPLE : la vitesse ascendante d’une goutte d’HC d’une densité de 0,92 dans de l’eau douce est environ : Dans de l’EAU DOUCE à 40⁰C

• Goutte d’HC de Φ 150 m :

3,5 m/h

5 m/h

• Goutte d’HC de Φ 15 m :

3,5 cm/h

5 cm/h

• Goutte d’HC de Φ 1,5 m :

0,35 mm/h

0,5 mm/h

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Dans de l’EAU DOUCE à 20⁰C

11

Div ‐ Ref

Plan du cours



Introduction



Réglementation relative aux rejets



Propriétés des émulsions (généralités)



Conception du procédé et caractéristiques des équipements



Conception du procédé : techniques particulières



Traitement chimique



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau de production © 2015 ‐ IFP Training

Div ‐ Ref

12

Emulsions – Différents types

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13

Div ‐ Ref

Emulsions – Conditions de formation et stabilité



Conditions requises  pour une émulsion  stable : • 2 fluides non miscibles • Agitation (énergie) • 1 stabilisateur (agent  de surface, parties  hydrophiles et  hydrophobes, polaire)

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Div ‐ Ref

14

Emulsions – Conditions de formation et stabilité

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15

Div ‐ Ref

Emulsions – Conditions de formation et stabilité

Div ‐ Ref

EMULSION INTERFACIALE

EMULSION LAITEUSE

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SEDIMENTS

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Emulsions – Exemple du brut acide 

Free water (%)

S e p a ra tio n 8 7 6 5 4 3 2 1

e ffic ie n c y

a t d iffe re n t p H

0 0 0 0 0 0 0 0 0

D A L IA D A L IA D A L IA

0

4 0

8 0 T im e

S e p a r a t io n

1 -p H = 1 -p H = 1 -p H =

6 .1 6 .8 7 .2

1 2 0

(m n )

e f f ic ie n c y

a t

v a r io u s

T A N

9 0 8 0

Free Water (%)

7 0 6 0 5 0 4 0

T A N

=

3 .4 3

T A N

=

1 .1 6

T A N

=

0 .1 8

3 0

1 0 0 0

4 0

8 0 T im

e

(m

1 2 0

n )

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2 0

17

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Emulsions – Cas du CO2 & des naphtenates 

Si le CO2 est éliminé par dégazage • L’acidité de l’eau de production décroît (le pH augmente) • Les naphtenates migrent vers l’eau et produisent des émulsions stables



Solution 1 : maintenir l’acidité par injection d’acide acétique



Solution 2 : séparer l’eau à haute pression (pour ne pas éliminer le CO2), puis dégazer

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Div ‐ Ref

18

Traitement de l’eau de production – Exprimer la performance Importance capitale de

Niveau après traitement Efficacité = pourcentage éliminé

• La courbe de répartition granulométrique

Seuil de coupure ( en m)

• Et des problèmes de stabilisation des    émulsions

GRANULOMETRE © 2015 ‐ IFP Training

19

Div ‐ Ref

Plan du cours



Introduction



Réglementation relative aux rejets



Propriétés des émulsions (généralités)



Conception du procédé et caractéristiques des équipements



Conception du procédé : techniques particulières



Traitement chimique



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau de production © 2015 ‐ IFP Training

Div ‐ Ref

20

Traitement de l’eau de production – Conception du procédé 

Malheureusement, la loi de STOKES ne s’applique pas directement aux émulsions chimiquement stables du type rencontré dans les systèmes de production des champs d’huile/de gaz.



Cependant, les paramètres de la formule peuvent être utilisés pour améliorer la séparation dans les équipements de déshuilage spéciaux :

V

TERMINAL

(ρW  ρHC)  g. . D2 18. μ Application limitée Coalescence/floculation Flottation Chaleur (application très limitée)

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Hydrocyclone / centrifugeuse

21

Div ‐ Ref

Threshold de déshuilage des procédés de déshuilage – ORDRE DE GRANDEUR UNIQUEMENT !!!! – Traitement Bio.

DISSOLVED

Stripage à la vapeur

DISSOLVED

Membranes

0.3 ‐ 1

Centrifugeuses

3

Filtres Coalescents

TRAITEMENT TERTIAIRE

TRAITEMENT SECONDAIRE 10

Hydrocyclones

8 ‐ 15

Agent Flottation

5 ‐ 20

TRAITEMENT PRIMAIRE

60

Séparateur à plaques

0

Div ‐ Ref

20

40

60

80

100 120 140 160 Diamètre de la gouttelette d’huile (μm)

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150

Bassin API (1h min.)

22

Techniques gravitationnelles simples



Paramètre de dimensionnement : temps de séjour



Contraintes techniques : • Faible vitesse du fluide • Pas de cisaillement • Récupération immédiate des HC



Equipements : • Réservoirs nourrices – cuves • Bassins – bacs à boue • Séparateurs API © 2015 ‐ IFP Training

23

Div ‐ Ref

Techniques gravitationnelles simples – Réservoir collecteur  (sump caisson) Contacteur de niveau Entrée effluent

Pompe Moineau Pompe de  refoulement Event 

Orifices de trop‐plein Capacité de  réception d’huile Enveloppe du  COLLECTEUR

Application type : traitement des effluents huileux des drains ouverts (eau de pluie, …) Div ‐ Ref

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Rejet à la mer

24

Techniques gravitationnelles simples – Reservoir API

Récupération HC Tranquillisation

Maintien niveau

Décantation

Bassin proprement dit 

Compartiment d’entrée 

Compartiment de sortie

T séjour  1 heure minimum ≈ 25 m de longueur ≈   3 m de largeur  ≈   2 m de profondeur

À TERRE !

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EXEMPLE : pour 3000 m3/j

25

Div ‐ Ref

26

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Div ‐ Ref

© 2015 ‐ IFP Training

© 2015 ‐ IFP Training

28

Div ‐ Ref

27 Div ‐ Ref

Entrée d’eau

Réservoir API – Récupération d’huile – Goulotte 

Réglage  sous le  niveau de l’eau 

TUBE FENDU

RESERVOIR IMMERGE

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29

Div ‐ Ref

Réservoir API – Récupération d’huile – Tambour oléophile

Racleur

Tambour oléophile

Cloison de  sousverse

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Div ‐ Ref

30

Réservoir API – Effets de la turbulence



Dans la pratique, les bassins sont soumis à une turbulence, déclenchée par le vent, la pluie, les convections thermiques, etc.

PRATIQUE

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THEORIE

31

Div ‐ Ref

Intercepteur à plaque ondulée Event Plaques Entrée gaz

Tambour oléophile

SOLUTIONS ALTERNATIVES :

Event Seuil réglable

COALESCENCE

Trop‐plein Entrée eau huileuse

Eau traitée Jet de sable

SEPARATION

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Div ‐ Ref

32

Flottation



Combine bulles de gaz et gouttelettes d’huile



Crée de la mousse à la surface



Conditions : • Bulles fines • Tension superficielle favorable • Impact entre gouttelettes et bulles



Il faut :

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• Générer des bulles fines • Ajouter un agent de surface adapté • Secouer vigoureusement

33

Div ‐ Ref

Flottation

Mousse : huile + eau + gaz

1) GAZ DISSOUS

EAU GAZ Soupape  de  décharge

2) GAZ INDUIT

Mousse

Div ‐ Ref

7 – 8 min minimum Mousse

TURBINE

 Normalement  4 celulles en série (2  min chacune)

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HYDRO‐EJECTEUR

TEMPS DE SÉJOUR :

34

Flottation

Ecrémeur flottant

Entrée

Turbine 

Sortie  eau  traitée

eau  huileuse

Sortie HC

Air ou gaz

Joint air ou gaz

Ecrémeur  flottant

HC flottants

Zone active

Div ‐ Ref

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Recirculation

35

Flottation

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Div ‐ Ref

36

Flottation – Wemco

Unité de flottation type WEMCO – YEMEN 

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TAUX D’ECREMAGE ELEVE DU FLUX  ≈ 5 à 10%  RECYCLE

37

Div ‐ Ref

Flottation

1

2

3

4

ENTREE  D’EAU

SORTIE D’EAU

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Div ‐ Ref

38

Flottation – Unité de flottation compacte (CFU)

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TEMPS DE SÉJOUR ≈ 1 à 2 min (DEUX CAPACITES EN SERIE) PEU DE RETOUR D’EXPERIENCE

39

Div ‐ Ref

Crudesep – Cetco

CRUDESEP ‐ CETCO

Div ‐ Ref

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Testé au Nigeria avec des résultats encourageants…  Pas le meilleur site pour des essais (nécessite une pression de quelques bars) Sera testé au Congo…  Retour d’expérience insuffisant

40

Hydrocyclones liquide‐liquide  Surverse, phase  légère  (huile) Alimentation Accélération vortex Rétrécissement

Ecoulement inverse  au centre La phase légère migre vers le  centre

Sousverse, phase  dense (eau) Div ‐ Ref

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Dispositif de  contre‐pression

41

Hydrocyclones liquide‐liquide 

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Div ‐ Ref

42

Hydrocyclones liquide‐liquide 

Vortex Alimentation tangentielle

Compartiment à huile

Div ‐ Ref

Tube 

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Capacité

43

Hydrocyclones liquide‐liquide 

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Div ‐ Ref

44

Hydrocyclones liquide‐liquide – Monitoring 

LE VORTEX  DEVIENT  TURBULENT

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ROTATION  MINIMALE  REQUISE

45

Div ‐ Ref

Hydrocyclones liquide‐liquide – Monitoring 



Principes de contrôle‐commande : • La vanne LDCV commande l’interface du séparateur • La vanne PDCV permet de maintenir constant le rapport PHUILE / PEAU (1,6 à 2,5) • La vanne LDCV maintient le débit dans la plage de fonctionnement

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Div ‐ Ref

46

Hydrocyclones liquide‐liquide – Monitoring 

Le débit maximal dépend de la pression  disponible en amont

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Div ‐ Ref

Quand la pression du séparateur  est  106) et peuvent être anioniques (copolymères d’acrylamide/acide acrylique), cationiques (copolymères d’acrylamide et monomères d’acrylate) ou non‐ioniques (polyacrylamide)



Ils peuvent se trouver sous la forme de solides (polyacrylamide) ou en solution dans l’eau ou sous forme d’émulsion dans un solvant organique



Une dilution avec de l’eau « carry‐water » est souvent nécessaire

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

Ces produits, bien que très efficaces, donnent en général des flocs huileux, qui peuvent être difficiles à recycler, en particulier si de nombreux solides sont présents.

69

Div ‐ Ref

Traitement chimique – Floculation 

A : situation initiale après addition de floculant B : formation de particules solides

D : elles migrent vers la surface du liquide

FLOCS  RECYCLAGE ???? Div ‐ Ref

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C : les particules grossissent et s’imprègnent d’huile

70

Traitement chimique – Avertissement

ATTENTION A LA  COMPATIBILITE CHIMIQUE  !!! POLYMERE ANIONIQUE + CATIONIQUE © 2015 ‐ IFP Training

EMULSION DE POLYMERE + EAU

71

Div ‐ Ref

Plan du cours



Introduction



Réglementation relative aux rejets



Propriétés des émulsions (généralités)



Conception du procédé et caractéristiques des équipements



Conception du procédé : techniques particulières



Traitement chimique



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau de production © 2015 ‐ IFP Training

Div ‐ Ref

72

Exemple 1

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74

Div ‐ Ref

73 Div ‐ Ref

Exemple 2

Traitement de l’eau d’injection

Div ‐ Ref

Plan du cours

Raisons motivant l’injection d’eau



Origine de l’eau



Qualité requise pour l’eau d’injection



Traitements



Equipements



Suivi



Conclusions



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau d'injection

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

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

2

Injection d’eau – Raisons



Dans un réservoir d’huile, l’huile, le gaz et l’eau se maintiennent en équilibre statique sous l’action de la pression, de la gravité ou des forces de capillarité.

GAZ HUILE

EAU

COUCHE IMPERMEABLE

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EAU

3

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

Injection d’eau – Raisons

La production d’huile induit un mouvement des fluides in situ ; ce déplacement fait intervenir des phénomènes moteurs physiques.



Ces phénomènes moteurs naturels sont : • L’expansion monophasique de la ROCHE RESERVOIR et des FLUIDES : gaz, huile sous‐saturée, eau, associée à une chute de pression, • L’expansion du gaz dissous dans l’huile si la pression descend en dessous du point de bulle, • L’expansion d’un aquifère sous‐jacent, • L’expansion d’une accumulation de gaz au toit d’un réservoir (gas cap), • L’imbibition (l’huile est expulsée par l’eau)



L’injection d’eau (ou de gaz) dans le réservoir sert à maintenir la pression. C’est la méthode de récupération d’huile assistée (ou méthode de récupération secondaire).

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

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

4

Injection d’eau – Raisons



But de l’injection d’eau : optimiser la production et améliorer la récupération par : • Un maintien de la pression • Un balayage de l’huile in situ FAILLE

PRODUCTION  D’HUILE

PUITS  D’INJECTION D’EAU

INJECTION D’EAU

PUITS  PRODUCTEUR  D’HUILE HUILE

Déplacement ascendant le long d’un front continu

Déplacement radial

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EAU

5

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

Injection d’eau – Raisons

Eau injectée 0

1

100 JOURS 300 JOURS 500 JOURS

13 pieds

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1 000 pieds

6

Injection d’eau – Raisons

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7

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

Injection d’eau – Questions

Stabilité de l’eau ?

QUESTIONS A SE POSER

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EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

8

Injection d’eau – Geosciences

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9

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

Injection d’eau – Geosciences – Etapes clés MODELE SEDIMENTAIRE 3D  MODELE PROPRIETES DES  FAILLES

DONNEES

BOUCLER LA BOUCLE 500

Q100 450 400 350

NP .

300 250

Q50

200 150

MODELE  RESERVOIR  STATIQUE

100

Q0 50 0 0

2

4

6

8

16

18

20

PROFILS DE PRODUCTION  STATISTIQUES

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

SCENARIOS MULTIPLES

IMPEDANCE ACOUSTIQUE 

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10 12 14 TIME (YEARS)

10

Plan du cours

Raisons motivant l’injection d’eau



Origine de l’eau



Qualité requise pour l’eau d’injection



Traitements



Equipements



Suivi



Conclusions



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau d'injection

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

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

11

Injection d’eau – Problèmes de conception

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EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

12

Injection d’eau – Origine de l’eau

© 2015 ‐ IFP Training

13

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

Injection d’eau – Eau de mer

QUANTITE DE SOLIDES EN SUSPENSION DANS L’EAU  DE LA MER DU NORD A DIVERSES PROFONDEURS

La quantité de solides en suspension dans l’eau de mer dépend du lieu, de la profondeur et de l’influence de la cote et des intempéries.



Les solides en suspension dans l’eau de mer sont essentiellement de nature organique.



En choisissant le lieu de la prise d’eau, il faut bien déterminer la profondeur à laquelle l’eau doit être pompée pour minimiser la teneur totale en solides en suspension (TSS).

NOMBRE DE PARTICULES PAR ml

100000

10000

1000

100 15 m 60 m 100 m 0

5 µ

30 m

10 µ 15 µ 20 µ

30 µ

40 µ

DIAMETRE DES PARTICULES 

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

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

14

Injection d’eau – Eau de mer

PROFONDEUR D’EAU

TEMPETE OU INVERSION DE   TEMPERATURE

PRISE D’EAU

TSS

TEMP.

0 m Zone d’activité biologique

5‐10 mg/l 8‐15⁰C

‐30 m Zone de moindre activité  biologique  ‐60 m

2‐5 mg/l

6‐10⁰C

1‐2 mg/l

4‐5⁰C

1‐5 mg/l

3‐5⁰C

Zone de très faible activité biologique

‐100 m © 2015 ‐ IFP Training

Et toujours loin du point de rejet des eaux huileuses !!

15

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Injection d’eau – Eau de mer – Matière organique

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Filtre 100 microns – Echantillon pris en amont – GIRASSOL (ANGOLA)

16

Injection d’eau – Besoins d’appoint en eau de mer

Eau de  production Besoins en  injection

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17

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

Plan du cours

Raisons motivant l’injection d’eau



Origine de l’eau



Qualité requise pour l’eau d’injection



Traitements



Equipements



Suivi



Conclusions



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau d'injection

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

18

Injection d’eau – Qualité d’eau requise



Qualité d’eau requise pour la formation • La possibilité d’injecter, à long terme, de l’eau dans un réservoir dépend de nombreux facteurs et est appelée facteur d’“injectivité". • Injectivité = f[P,Q,II(k.h., Krw,µ,B...)...] − − − − − − − −

P Q II H Krw k µ B

pression (différence fond de puits‐couche) débit index d’injectivité épaisseur de la couche perméabilité relative à l’eau perméabilité moyenne dans la zone de drainage viscosité aux conditions de P, T facteur de formation de l’eau

• La qualité de l’eau a une influence sur l’index d’injectivité. Pour que l’II reste  constant, tous les autres éléments étant aussi constants, l’eau à injecter ne doit  pas développer de problèmes de colmatage, ni dans la liaison couche‐trou, ni dans  la formation. Elle ne doit pas non plus induire de phénomènes de réactivité d’argiles ni de  phénomène de sulfurogénèse, « souring » (SRB). En fait, l’eau doit être compatible !!!

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

19

Injection d’eau – Règle 1/3 ‐ 1/7 (développée par Shell)



Les solides en suspension peuvent poser des problèmes du fait de l’un des mécanismes suivants : • Les particules d’un diamètre supérieur à 1/3 du diamètre des pores obturent les entrées des pores à la surface de la formation pour former un cake de filtration externe; • Les particules d’un diamètre inférieur à 1/3 mais supérieur à 1/7 du diamètre des pores envahissent la formation où ils sont piégés, formant un cake de filtration interne ; • Les particules d’un diamètre inférieur à 1/7 du diamètre des pores ne causent pas de problème à la formation car elles sont transportées à travers elle.



En pratique filtration par du SABLE  5 µm

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

Exemple : un pore de 30 µm de diamètre implique un seuil de filtration de 4 µm

20

Injection d’eau – Compatibilité



Compatibilité chimique • La composition de l’eau (sels dissous) ne doit pas produire pas de précipitats quand elle se mélange à l’eau du réservoir (problèmes de dépôts dans la production) ni de gonflement des argiles. •  Exemple : dépôt de sulfate de baryum (impossible à dissoudre).



Compatibilité mécanique • Le seuil de filtration (concernant les particules solides) fait partie des critères de non‐colmatage. C’est un paramètre qui peut être recommandé et mesuré. Les autres paramètres (capacité de colmatage de l’eau), qui dépendent directement du milieu soumis à l’injection, sont plus difficiles à mesurer mais d’une égale importance.



Elimination des bactéries

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• Pour éviter la SULFUROGENESE (SRB – Sulphate Reducing Bacteria), la réduction des sulfates et la formation d’H2S. 1 SOLUTION : injection de NITRATE  concurrence entre NRB & SRB. • Pour éviter le colmatage (parfois même des puits et des lignes de production) par prolifération bactérienne (certaines populations de bactéries peuvent doubler en 20 minutes dans des conditions idéales). • Pour éviter corrosion

21

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

Injection d’eau de production – Influence de l’huile  et/ou des solides Impact of water quality on injectivity

Stabilisationof injectivityloss ( northsea well )

Field C

Normalised Injectivity 1.00 0.90 0.80

Field B

0.70 0.60 0.50

0

0.40

4 8

0.30

Sea Water

ProducedWater

12 16

0.20

Field A

Inj ect ivit y (ba rrel s per da y / psi )

20

0.10 24

0.00 28

TSS Total suspended solids (mg/l)

01 /0 7/ 92

26 /0 7/ 92

20 /0 8/ 92

14 /0 9/ 92

09 /1 0/ 92

03 /1 1/ 92

28 /1 1/ 92

23 /1 2/ 92

17 /0 1/ 93

0

80 160 240 320 400 480 560 OIW Oil in water (mg/l)

≠ de régime de MATRICE Fractures pouvant atteindre plusieurs centaines de m de long Peuvent atteindre le GAS CAP !!! Bien pour le maintien de la pression mais pas pour le balayage EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

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Régime de fracturation des sables consolidés 100 ‐ 200 mD

22

Plan du cours

Raisons motivant l’injection d’eau



Origine de l’eau



Qualité requise pour l’eau d’injection



Traitements



Equipements



Suivi



Conclusions



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau d'injection

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

23

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Probleme de chloration – Elgin‐Franklin PLAQUE TUBULAIRE  CONDENSATEUR

BERNIQUES & CRUSTACES

ALGUES

COQUILLAGES  BIVALVES

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24

Filtres en amont des pompes d’eau de mer (Girassol)

ZOOPLANCTON

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ALGUES

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Injection d’eau – Traitement 



Objectifs des traitements • En certains points du réservoir, injecter des quantités spécifiques d’eau, de qualité compatible avec la formation, au meilleur coût et durant toute l’exploitation du champ



Objectifs technologiques concernant l’alimentation en eau, de la source à la formation (pression réseau de relevage)



Objectifs de traitements spécifiques visant à obtenir la qualité d’eau requise pour la formation (compatibilité)



Objectifs de protection des installations (colmatage & corrosion) © 2015 ‐ IFP Training

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Injection d’eau – Traitements requis

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Traitement de l’eau d’injection – Schéma de principe type  (hors SRU) L’architecture d’une chaîne  de traitement d’eau  d’injection dépend de la  provenance de l’eau et de la  performance requise

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Plan du cours

Raisons motivant l’injection d’eau



Origine de l’eau



Qualité requise pour l’eau d’injection



Traitements



Equipements



Suivi



Conclusions



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau d'injection

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

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Chloration – Principe  ‐

+ Anode

e‐

i Cathode

H2 + AIR  RISQUE D’EXPLOSION !! 

+ + + + ‐‐‐‐‐

E

X 200 (EXPLOSIVITE H2 : 4 – 99% !!!) + REDONDANCE DES  SOUFFLANTES D’AIR

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Na+OCl‐ :hypochlorite de sodium EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

30

Chloration – Dosage 

   

Jusqu’au point P, le Cl2 est consommé par les matières organiques De P à M, le Cl2 se combine avec les composés d’ammoniaque et d’azote De M à m, le Cl2 en excès se combine avec les chloramines pour donner du dichloramine De m à a, le Cl2 ajouté en excès est du chlore libre

CHLORE RESIDUEL (mg/l)

POINT CRITIQUE OU POINT DE RUPTURE (m) AVEC LES COMPOSES D’AMMONIUM 6 5

a

4 3

M

Résidus  libres et combinés

2 1 0

A

m

P

2

3

4

5

6

7

8

9

10

CHLORE INTRODUIT (mg/l)

 Injection de 4 – 5 mg/l de chlore ; chlore résiduel libre après filtration fine : 0,5 – 0,7 mg/l EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

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1

31

Chloration – Equipements 

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32

Chloration – Dépôts sur la cathode



On trouve de l’hydroxyde de magnésium et de calcium à la cathode d’un électrochlorateur à eau de mer.



Il existe plusieurs façons de se débarrasser de ces dépôts : • • •

Inversion de courant, qui inverse très régulièrement les électrodes (anode et cathode et vice‐versa) Modèle produisant un écoulement a grande vitesse, qui élimine les dépôts en continu Nettoyage chimique (non recommandé)

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ELECTRODES A  REMPLACER ≈ UNE FOIS PAR AN

33

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Chloration – Electrode tubulaire concentrique (CTE) ‐ N’kossa

CTE CHLOROPAC Electrode tubulaire concentrique

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34

Chloration – Electrode tubulaire concentrique (CTE) ‐ N’kossa

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35

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Filtration – Nomenclature 

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Unité d’élimination des sulfates (SRU)

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Dessalage de l’eau

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Filtration – Expression des performances – Rapport beta

Efficacité :    Ex  (%) =  ((x ‐ 1)/ x ) 100

 Risque de confusion !!!!

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Attention : l’efficacité est parfois exprimée en % masse et  pas en % de particules éliminées (nombre)

37

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Filtration grossière – Filtres régénérables en back flow

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

Exemple : IF 701 A/B (N'KOSSA – CONGO) 



Deux pré‐filtres de 500 microns à 530 m3/h



10 cartouches par filtre



Delta P colmatage : 0,5 bar



Pression de service : 7,3 bars



Diamètre extérieur : 508 mm



Hauteur du cylindre :  2 325 mm © 2015 ‐ IFP Training

FILTRES AUTOMATIQUES VWS ‐ HWS



38

Filtration grossière – Filtres régénérables en back flow

Filtres regénérables en back flow  pour filtration grossière

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39

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Filtration grossière – Filtres régénérables en back flow Filtres regénérables en back flow pour Filtration grossière

SENS DE LA  FILTRATION

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TISSU A FILS METALLIQUES PROFILES  (RECOMMANDE)

40

Filtration grossière – Filtres régénérables en back flow

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41

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Filtration grossière – Filtres régénérables en back flow

 Le lavage à contre‐courant N’EST PAS efficace… Il faut régulièrement ouvrir pour  nettoyer !!! EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

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Filtre régénérable en back flow pour eau de production (80 µm) COUCAL – GABON

42

Filtration – Filtres de sécurité à cartouches FILTRES DE SECURITE A CARTOUCHES Exemple 

EVENT

IF 703 A/B/C/D N'KOSSA

FIXATION



3+1 FILTRES DE SECURITE avec poches  de 100 µm à 250 m3/h



Delta P colmatage : 0,5 bar



Pression de service :  10,7 bars



Diamètre extérieur : 650 mm



Hauteur du cylindre : 1025 mm



Milieu filtrant : filtre en tissu  (monofilaments de polyamide)

SORTIE D’EAU  FILTREE



Remplacement manuel des poches

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PURGE

ENTREE D’EAU 43

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Filtration – Filtres à cartouches

CARTOUCHES SUR LEUR SUPPORT CARTOUCHES AVANT ET APRES LA FILTRATION GIRASSOL : Filtration par cartouches (modèle original : 0,5 µm) En aval des filtres à sable (10 µm)  Remplacer les cartouches tous les 5 JOURS !!!  Changer pour un modèle 5 µm (courant pour protéger le SRU !!!)  REMPLACER les cartouches toutes les 8 à 9 SEMAINES (OK)

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IDEE : Éliminer les bactéries pour protéger la SRU

SUPPORT EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

44

Filtration – Filtres à cartouches CARTOUCHES ET TOILES FILTRANTES

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45

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Filtration – Filtres multimédia (MMF)

TROU D’HOMME

ENTREE

DISTRIBUTEUR  D’ADMISSION VIDANGE ANTHRACITE GRENAT FIN

DISTRIBUTEUR D’ADMISSION D’EAU

GRENAT GROSSIER

EXEMPLE :

COLLECTEUR

eau de MER :     20 – 40 m/h     20 – 40 m3/h/m2

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eau de PRODUCTION :         10 m/h    10 m3/h/m2

BETON

►►►EMPREINTE et POIDS importants

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SORTIE

SOUS‐REMPLISSAGE

46

Filtration – Filtres multimédia (MMF)

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47

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Filtration – Filtres multimédia (MMF)

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FILTRATION D’EAU DE MER – 16 MMF (GIRASSOL – ANGOLA)

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Filtration – Avantages de la pré‐chloration La pré‐chloration de l’eau de mer a un impact important sur l’efficacité de la filtration : sans chlore libre, cette efficacité chute à environ 50% au lieu de > 95%. EFFICACITE  FILTRATION (%)



99 98

Chute de NaClO

97 96 95

TEMPS D’EXPLOITATION

La pré‐chloration permet de DESTABILISER les colloïdes organiques de l’eau de mer.

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

49

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Filtration – Filtres à précouche

1 à 10 µm ‐ Seule la pression maintient la précouche  sensibles aux variations de pression ‐ Terre à diatomées (SILICE pure)  abrasion des équipements en aval… EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

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NE SONT PLUS utilisés !!!

50

Filtration – Filtres à précouche TERRE A DIATOMEES DICB X 200

DICB X 800

DICS X 200

DICS X 800

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51

Filtration – Filtres à précouche

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52

Filtration – Cartouche métallique



Filtre PURITECH (cartouche métallique)



Problèmes : • Difficile à nettoyer si Na2SO4)

LC

LC

SORTIE

OXYGEN  SCAVENGER

SORTIE

TOUR DE STRIPAGE

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TOUR SOUS VIDE

65

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Deoxygenation – Production de vide – Pompe à vide SEPARATEUR GAZ

GAZ TROP‐PLEIN

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66

Désoxygénation – Production de vide – Ejecteurs

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1. Arrivée fluide moteur 2. Mise sous vide – aspiration 3. Tuyère 4. Diffuseur 4.1. Cône de mélange convergent 4.2. Col du diffuseur 5. Refoulement

67

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Désoxygénation – Production de vide

Ejecteurs

Pompe

Dégazeur eau

Pompe © 2015 ‐ IFP Training

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68

Desoxygenation – Oxygen scavenger



Le dosage du produit anti‐oxygène (oxygen scavenger) se fait généralement dans le flux d’eau porteur recyclé en provenance des pompes de suralimentation, sur le retour vers la tour (approximativement 1% du débit de la tour) pour donner une bonne distribution dans le puisard.



Sur la base de l’utilisation de bisulfite d’ammonium comme produit chimique anti‐oxygène, les doses nécessaires sont : • 8 ppm de produit pour 1 ppm d’oxygène • 2,4 ppm de produit pour 1 ppm de chlore • 1‐2 ppm de produit pour déclencher la réaction



A des températures 15⁰C, le temps de réaction est  1 minute. © 2015 ‐ IFP Training

69

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Desoxygenation – Minox Principe : désoxygénation par stripage co‐courant avec régénération du gaz  vecteur CH3OH + 3/2O2  CO2 + 2H2O +  chaleur

Echangeur  de chaleur

DESOXYGENATEU R

Problèmes : • CAPEX • OPEX (durée de vie  catalyseur)  Mélange • Retour d’expérience  ur  statique insuffisant • méthanol Eau de mer à traiter • premier modèle :  temps de séjour de 20 s • problèmes de moussage, …

METHANOL

VENTILATEUR

Mélange ur  statique Séparateur  A

Séparateur B

Eau de mer traitée

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Régénération du gaz par oxydation du méthanol sur un catalyseur au palladium

70

Desoxygenation – Minox

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Désoxygénation : MINOX Skid Heidrun (STATOIL) 1334 m3/h

71

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Plan du cours

Raisons motivant l’injection d’eau



Origine de l’eau



Qualité requise pour l’eau d’injection



Traitements



Equipements



Suivi



Conclusions



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau d'injection

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

72

Traitement de l’eau d’injection – Suivi



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Critères de suivi  • Perte de charge sur les  filtres • Débit • Teneur en chlore • Teneur en oxygène • Vide ou rapport gaz‐ liquide • Injection de produits  chimiques • Indice de colmatage • Sondes de corrosion • Teneur en Fe • Échantillonnage avec  kits pour tests  bactériens

73

Traitement de l’eau d’injection – Suivi

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EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

74

Traitement de l’eau d’injection – Suivi



Indice de colmatage • IC (3 ; 10 ; 20…) • SDI (Silt Density Index) • Marqueur V30

Time per liter 250

200

seconde

150

100

50

0 0

5

10

15

20 liter

25

Outlet 901A 0,45 micron

IF703 outlet 0,45 micron

IF703 outlet 0,45 micron

30

35

40

IF703 outlet 0,45 micron © 2015 ‐ IFP Training

Inlet IF901A 0,45 micron

75

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Traitement de l’eau d’injection – Suivi

1/11/86 7h Ic3 = 1.4

x2000

x4000

x4000

x2000

x4000

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

coccolithe

x2000

x4000

ostrocode

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x800

1/11/86 16h30 Ic3 = 15.22

76

Traitement de l’eau d’injection – Suivi Exemple : GIRASSOL

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77

EP  20180_a_F_ppt_04 – Traitement de l'eau d'Injection

Plan du cours

Raisons motivant l’injection d’eau



Origine de l’eau



Qualité requise pour l’eau d’injection



Traitements



Equipements



Suivi



Conclusions



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau d'injection

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

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Conclusions



L’injection d’eau est la méthode de récupération d’huile assistée la plus couramment utilisée dans le monde. La conception et le contrôle des installations doivent être une préoccupation majeure pour les opérateurs.



Le choix de l’injection d’eau exige :

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• Une bonne connaissance tant du réservoir que de l’aquifère, c’est‐à‐dire un minimum d’historique de production. Si l’injection d’eau et la production doivent être menées simultanément, tenir compte de la marge d’incertitude (débit, pression) prise lors de la conception des installations ; • Une définition précise de la qualité de l’eau requise pour la formation en termes de compatibilité ionique, de teneur en solides en suspension, de granulométrie des solides et de capacité de colmatage, d’où la nécessité de réaliser des études et des essais sur des carottes et des échantillons d’eau de réservoir ; • Une alimentation en eau respectant les exigences de qualité, de quantité et de débit ; • Des puits d’injection, implantés judicieusement et avec une complétion assurant une bonne communication avec la formation, adaptée à la qualité de l’eau et aux conditions hydrauliques ; • Les installations de surface nécessaires au traitement, à la distribution et à l’injection de l’eau. Ces installations doivent aussi être prises en compte au niveau de l’exploitation du champ.

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PLAN DU COURS

Raisons motivant l’injection d’eau



Origine de l’eau



Qualité requise pour l’eau d’injection



Traitements



Equipements



Suivi



Conclusions



Exemples d'arrangement de traitement de l'eau d'injection

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

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Exemple 1

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Introduction aux traitements du gaz

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Sommaire I.

Introduction – Origine du gaz

II.

Caractéristiques du gaz

III.

Composes indésirables

IV.

Points clés

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Sommaire I.

Introduction – Origine du gaz

II.

Caractéristiques du gaz

III.

Composes indésirables

IV.

Points clés

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I ‐ Introduction – Origine du gaz



Origine du gaz Gaz Gaz Stabilisation Séparation Gaz/huile

Dégazolinage Séparation Gaz/condensat

Huile +eau Condensats

Effluents PUITS A GAZ

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Effluents PUITS A HUILE

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I ‐ Introduction – Origine du gaz En savoir plus Le gaz traité sur les installations pétrolières a deux origines: • Les gisements à huiles • Les gisements à gaz



Les effluents de puits comportent généralement trois phases, en quantités plus ou moins importantes : • une phase gaz • une phase huile • une phase aqueuse (eau salée)



On parle donc d’un puits à huile lorsque celui‐ci produit essentiellement de l’huile et que la production de gaz est négligeable. Dans ce genre de cas, le gaz peut même ne pas être valorisé en tant que combustible. En effet, si cela n’est pas rentable, le gaz sera alors soit réinjecté dans le puits soit torché (pour ce dernier cas la réglementation devient de plus en plus stricte, c’est d’ailleurs interdit sur les nouveaux projets).



Les effluents de puits peuvent également contenir des particules solides en suspension tel que le sable, des produits de corrosion ainsi que des précipités lourds à base d’hydrocarbures. Il peuvent aussi contenir, en quantités variables, des gaz acides tel que le CO2 et l’H2S (gaz extrêmement toxique).

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

6

I ‐ Introduction – Origine du gaz



Principaux producteurs de gaz

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I ‐ Introduction – Origine du gaz En savoir plus La carte ci‐dessus montre que les principaux producteurs de gaz ne sont pas les principaux consommateurs. Ci‐dessous se trouve la liste des principaux producteurs et consommateurs de gaz en 2011. Les pays en orange produisent plus de gaz qu’ils n’en consomment, il s’agit donc des principaux exportateurs de gaz. Production (Mtep/an) Etats‐Unis 592 Russie 546 Canada 144 Iran 137 Qatar 132 Total 2955

Consommation (Mtep/an) Etats‐Unis 626 Russie 382 Iran 138 Chine 118 Japon 95 Total 2906

*Source BP Statistical Review Vous remarquerez que la production de gaz est souvent donnée en TEP (Tonne Equivalent Pétrole) ou encore en BOE (Barrel of Oil Equivalent) et non pas en m3 de gaz produit. Cela permet de comparer énergétiquement la production de gaz à la production de brut. La TEP est donc une unité d’énergie qui vaut 42GJ, ce qui correspond au pouvoir calorifique d’une tonne de pétrole. Le pouvoir calorifique étant la chaleur de combustion d’un matériaux ou l’énergie dégagée sous forme de chaleur par la réaction de combustion. Ci‐dessous se trouvent quelques exemples de pouvoir calorifique : Pouvoir calorifique

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(MJ/kg) 142 46 47 45

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H2 Méthane CH4 50 Butane C2H8 Essence Diesel

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Sommaire I.

Introduction – Origine du gaz

II.

Caractéristiques du gaz a. b.

Principaux constituants Usage et spécification requises pour les gaz commerciaux

III.

Composes indésirables

IV.

Points clés ©  2015 ‐ IFP Training

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a. Principaux constituants



Exemples de composition de gaz en sortie de puits Lacq

Frigg

France

Norvège

Impuretés

26.1

0.7

N2

Azote

1.5

0.4

He

Hélium

‐

‐

H2S

Hydrogène sulfuré

15.3

‐

CO2

Gaz carbonique

9.3

0.3

Hydrocarbures

73.9

99.3

% volumique

Méthane

69

95.59

C2

Éthane

3

3.6

C3

Propane

0.9

0.04

C4

Butanes

0.5

0.01

C5+

Pentanes (+)

0.5

0.06

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C1

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a. Principaux constituants En savoir plus Le gaz naturel est principalement constitué d’hydrocarbures légers parmi lesquels on peut citer le méthane (CH4), l’éthane (C2H6), le propane (C3H8) et le butane (C4H10). Dans des proportions moins importantes, le gaz contient aussi des condensats. Les condensats sont des hydrocarbures lourd tel que le pentane (C5H12) et les C5+ (tous composés ayant plus de 5 carbones) qui ont pour propriété principale d’être à l’état liquide à pression et température ambiante. La proportion des hydrocarbures dans la phase gazeuse est directement liée à leur volatilité, cela explique pourquoi le méthane, hydrocarbure le plus volatil, représente le principal constituant des gaz naturels. Selon son origine (type et localisation du gisement), d’autres constituants peuvent être présents dans des proportions très variées, il s’agit des principales impuretés qui polluent le gaz naturel en sortie de puits : Gaz inerte  Aucune valeur ajoutée : Azote, Hélium Gaz acide  Polluant : Gaz carbonique, Hydrogène sulfuré et autres composés soufrés Autre  Eau (sous forme vapeur), Mercure (quelques traces)…

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Le tableau ci‐dessus donne deux exemples de composition de gaz naturel en sortie de puits. Le gaz récupéré à Lacq est un gaz dit acide étant donné qu’il contient plus de 20% d’H2S et de CO2 alors que le gaz récupéré à Frigg est un gaz dit sec car il est essentiellement composé d’hydrocarbures légers (C1 à C4). Nous pouvons remarquer que ces deux exemples ne représentent pas la proportion d’eau qui sort avec le gaz, cependant celle‐ci est rarement négligeable. Cela est dû au fait que la composition en eau mais aussi en mercure, produits chimique et autres dépôts ne soit pas indiquée dans les rapports de PVT (étude des propriétés physico‐chimiques des hydrocarbures contenus dans le gisements : enveloppe des phases, composition…).

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b. Usage et spécification requises pour les gaz  commerciaux 

Principales utilisation du gaz naturel • Le gaz naturel est un très bon combustible − Production d’électricité dans les centrales thermiques − Production de chaleur dans les chaudières − Source d’énergie pour de nombreux particuliers

• Sur un site le gaz peut avoir d’autres fonctions − ‘’Cyclage du gaz’’: Réinjecté dans le puits, il permet d’optimiser la production en augmentant la pression au niveau du réservoir − ‘’Gaz lift’’ ou extraction par injection de gaz pour certains puits assistés

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En savoir plus

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− ‘’Gaz moteur’’ au niveau des turbines à gaz qui serviront soit à produire de l’énergie soit à entrainer des machines tournantes

b. Usage et spécification requises pour les gaz  commerciaux

Comme tout hydrocarbures, le gaz naturel est un produit combustible qui présente des avantages que d’autres produits n’offrent pas. En effet, la combustion d’hydrocarbure fournit du H2O et du CO2. La proportion de CO2 et d’H2O émises lors de la combustion dépend du rapport H/C de l’hydrocarbure. Plus une chaine carbonée est courte et plus sont rapport H/C est élevé. Ainsi, la combustion du gaz naturel, essentiellement composé de méthane, permettra de limiter les émissions de CO2 (gaz à effet de serre), au vu du rapport H/C de la molécule qui est de 4. Le gaz naturel est par ailleurs un combustible dit propre car il contient naturellement moins d’impuretés que les combustibles plus lourds. Le gaz naturel est donc utilisé comme combustible principal dans des centrales thermiques ou encore dans des chaudières afin de produire de l’énergie (électrique ou thermique). Lorsque la valorisation du gaz naturel n’est pas assez rentable, le gaz sera envoyé directement vers la torche. Cependant, le recours à ce ‘’torchage’’ est maintenant interdit sur les nouveaux projets du fait des impacts environnementaux non négligeable et du gâchis énergétique que cela représente.

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b. Usage et spécification requises pour les gaz  commerciaux 

Contrainte du gaz naturel • État gazeux aux conditions Standard − Contrainte de stockage − Contrainte de transport et de distribution

• Peut générer une atmosphère explosive en cas de fuite • Impuretés − Risque de corrosion − Risque de bouchage des lignes de distribution − Dangers pour le personnel © 2015 ‐ IFP Training

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En savoir plus

b. Usage et spécification requises pour les gaz  commerciaux

Le gaz naturel, aux conditions standard, se trouve sous forme gazeuse. Contrairement aux liquides, son stockage, son transport et sa distribution présentent des contraintes. Actuellement, deux solutions de stockage existent : • Stockage sous forme gazeuse : pour être stocké, le gaz naturel sera comprimé soit dans des roches poreuses gorgées d’eau (stockage en nappe aquifère), soit dans des cavités creusées dans des couches de sel (stockage en cavités salines) soit dans d’anciens gisements de gaz dont l’exploitation a été arrêtée (stockage en gisement déplétés). • Stockage sous forme liquide : le gaz sera alors refroidit par des procédés cryogéniques à une température de l’ordre de ‐160oC afin d’être liquéfié. Une fois liquéfié, le gaz est stocké puis transporté sous forme liquide. Le principal avantage est la réduction du volume d’environ 600 fois en passant à l’état liquide ce qui permet de transporter une plus grande quantité par voies maritimes. Il faudra cependant prévoir des usines de regazéification aux points d’arrivées avant de pouvoir utiliser le gaz. Si, sur un site de production, le stockage du gaz naturel n’est pas envisageable il faudra alors le comprimer pour l’envoyer au clients et donc monter à des niveaux de pressions élevées afin de vaincre les pertes de charge dues au réseau. Si, dans ce cas, les installations aval sont dimensionnées pour recevoir une certaine quantité de gaz, tous surplus de production sera problématique et devra automatiquement être envoyé à la torche. Le gaz naturel est par définition un composé inflammable, ainsi tout départ dans l’atmosphère génère une atmosphère potentiellement explosive. Ainsi, des dispositifs de détection sont indispensables sur tout le réseau.

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Les impuretés que contient le gaz en sortie de puits peuvent mettre en danger à la fois les installations, le réseau de distribution ainsi que le personnel. En effet, comme nous l’avons vu précédemment, le gaz peut contenir des composés toxiques (H2S), des gaz acides (H2S et CO2) responsables des problèmes de corrosion et de l’eau ou des hydrocarbures lourds qui pourront se condenser et provoquer des problèmes de bouchage.

16

b. Usage et spécification requises pour les gaz 

commerciaux 

Spécifications ‘’British gaz’’ pour un gaz commercial SPECIFICATIONS

UNITÉS

VALEURS

Pouvoir calorifique supérieur

kJ/m3 (1)

entre 38000 et 40500 

Indice de WOBBE

kJ/m3 (1)

entre 47300 et 52200

Teneur en H2S

ppm vol.

10 μm) − 2 filtres installés en parallèle : 1 en ligne et un en secours

• un filtre à charbon actif

Ces filtres sont généralement installés à la sortie du ballon de flash



Schéma d’un filtre à cartouche

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− Installé sur un bypass après le filtre mécanique (filtration de 10 à 20% du débit total) − Absorption des hydrocarbures contaminant la boucle de TEG

31

d. Equipements connexes En savoir plus La filtration est un point clef pour assurer un bon fonctionnement de l’unité. Elle permet d'éviter les problèmes de moussage, de corrosion et de perte de glycol, en éliminant : • les particules solides (produits de corrosion, sédiments,...) • les hydrocarbures liquides, • les produits générés par la dégradation du TEG.



La filtration est assurée par un filtre mécanique (obligatoire), suivi d'un filtre à charbon actif installé souvent en dérivation. L’ensemble est installé : • le plus souvent à la sortie du ballon de flash, ce qui permet de protéger les équipements en aval et essentiellement le rebouilleur, des particules susceptibles de s'y déposer. Ceci a l'inconvénient de générer de fortes pertes de charge (température basse, donc viscosité élevée), et surtout si la filtration vise des micro particules. • dans certaines unités, à la sortie de l'accumulateur (température élevée, donc faible viscosité), en amont de la pompe (faible pression).



Filtre à charbon actif : • ce filtre permet d'éliminer par adsorption tous les autres contaminants de la boucle de glycol (hydrocarbures liquides, polymères, produits de dégradation du TEG...), qui ne sont généralement pas éliminés par le filtre mécanique. • étant donné l'apparition très progressive de ces contaminants, il suffit de ne filtrer qu'une partie du débit total de la boucle de TEG (10 à 20%). Le reste du débit bipasse le filtre à charbon (installation en dérivation).

Remarque : dans le cas où un filtre à charbon actif est installé, il y a nécessité d'installer en aval de celui‐ci un filtre à particules afin de retenir les particules de charbon pouvant être entraînées avec la solution de TEG.

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

32

Sommaire Rôle & localisation dans la chaîne de traitement

II.

Principe de la déshydratation au solvant – choix du TEG

III.

Mise en œuvre du procédé

IV.

Paramètres opératoires

V.

Injection de produits chimiques

VI.

Evolutions par rapport au procédé conventionnel

VII.

Risques spécifiques au procédé : BTEX

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I.

33

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IV ‐ Paramètres opératoires Paramètres  opératoires Température  d’entrée du gaz Température du  TEG pauvre Pression du  contacteur Concentration du  TEG pauvre Taux de circulation  du TEG Température de  rebouillage © 2015 ‐ IFP Training

Pression du  régénérateur

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IV ‐ Paramètres opératoires En savoir plus Température d’entrée du gaz • A pression constante, l’humidité du gaz augmente avec la température, il est donc plus facile de déshydrater le gaz à faible température. • Au dessus de 60oC, l’eau à tendance à rester en phase gazeuse. Des températures ≥ 50oC résultent en des pertes considérables de TEG qui passe en phase vapeur. • D’un autre coté, en dessous de 15oC ‐ 20oC, le TEG peut générer de la mousse avec les hydrocarbures liquides. En dessous de 10oC, le TEG devient trop visqueux.



Température d’injection du TEG pauvre • La température du TEG pauvre doit être maintenue aussi faible que possible tout en étant légèrement au‐dessus de la température du gaz afin de maximiser la capacité d’absorption du TEG tout en évitant la condensation d’hydrocarbures.



Pression du gaz dans le contacteur • Généralement la pression n’a que peu d’influence sur le procédé. Il faut néanmoins rappeler que l’humidité du gaz diminue quand la pression augmente, ce qui diminue la quantité d’eau que le TEG doit absorber.



Concentration du TEG pauvre • La concentration en glycol de la solution de TEG pauvre est LE paramètre essentiel du procédé de déshydratation au TEG : Plus celle‐ci est élevée, plus l’abaissement du point de rosée eau du gaz est important. • On la détermine par la température du rebouilleur, la pression de la colonne de régénération et le taux d’injection de gaz de stripage (s’il y en a). Dans le cas d’un procédé conventionnel (sans injection de gaz de stripage), la concentration en TEG maximale atteignable est de 98,7 %. • Taux de circulation du TEG • Pour une concentration en TEG donnée, l’abaissement du point de rosée eau est aussi fonction du taux de circulation de la solution de TEG : il détermine la quantité d’eau qui peut être éliminée. • Les unités de TEG sont généralement conçue pour un taux de circulation de ≈ 3 gal de TEG/ lb d’eau à absorber, le minimum étant 2 et le maximum étant 7.



Température du rebouilleur • La température du rebouilleur détermine la pureté du glycol pauvre et donc la quantité d’eau que la solution de TEG peut absorber dans le contacteur. Plus la température est élevée, plus la concentration en glycol de la solution de TEG régénérée est importante.



Pression du rebouilleur • Le rebouilleur est opéré à pression atmosphérique ou très légèrement au dessus. • A des pressions supérieures la pureté du glycol est nettement réduite. La colonne de régénération doit donc être proprement ventilée et le garnissage doit être nettoyé ou remplacé périodiquement pour éviter une contre pression excessive sur le rebouilleur.

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

36

IV ‐ Paramètres opératoires





Une solution propre de TEG = facteur clé pour éviter de nombreux problèmes d’opération et de corrosion

La qualité de la solution pauvre de TEG doit être vérifiée régulièrement par des mesures sur le terrain :

Principaux problèmes de contamination du TEG:

pH

7 – 7,5

Teneur en HC