Les Eaux de Rejet [PDF]

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LE PROCESS LES EAUX DE REJET

MANUEL DE FORMATION COURS EXP-PR-PR190 Révision 0.1

Exploration et Production Le Process Les Eaux de Rejet

LE PROCESS LES EAUX DE REJET SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................4 2. LES FONCTIONS DU TRAITEMENT des EAUX de REJET ...........................................5 2.1. INTRODUCTION.......................................................................................................5 2.2. GÉNÉRALITÉS .........................................................................................................5 2.3. STRUCTURE DES RÉSEAUX DE COLLECTE DES EAUX BRUTES .....................6 2.3.1. Le réseau de collecte et d'évacuation des eaux de production...........................6 2.3.2. Les réseaux des drains huileux ouverts et fermés,.............................................6 2.3.2.1. Le réseau des drains fermés........................................................................7 2.3.2.2. Le réseau des drains ouverts .......................................................................7 2.4. CARACTÉRISTIQUES DES EAUX BRUTES ...........................................................8 2.5. SPÉCIFICATIONS ET RÉGLEMENTATION DES EAUX TRAITÉES AVANT REJET..............................................................................................................................9 2.5.1. En mer ..............................................................................................................10 2.5.2. Norme de rejet ..................................................................................................10 2.5.3. Arbre des décisions : Mode de Rejet ................................................................11 3. TRAITEMENTS DES EAUX BRUTES ...........................................................................12 3.1. TRAITEMENT PRIMAIRE: LA DÉCANTATION ......................................................12 3.2. TRAITEMENT SECONDAIRE: RUPTURE DES ÉMULSIONS ...............................13 3.2.1. Formation des émulsions..................................................................................13 3.2.2. Recommandations pour prévenir la formation des émulsions amont traitement ...................................................................................................................................16 3.2.2.1. Sur les champs à gaz.................................................................................16 3.2.2.2. Sur les champs à huile ...............................................................................17 3.2.3. Produits chimiques utilisés pour le déshuilage des eaux de production ...........17 3.2.3.1. Inverseur d'émulsion ..................................................................................17 3.2.3.2. Coagulation ................................................................................................19 3.2.3.3. Floculation..................................................................................................19 3.3. TRAITEMENT TERTIAIRE......................................................................................22 3.3.1. Élimination des matières solides (M.E.S.) ........................................................22 3.3.1.1. Centrifugation et cyclonage........................................................................23 3.3.1.2. Flottation ....................................................................................................24 3.3.1.3. Coalescence ..............................................................................................25 3.3.1.4. Coagulation et floculation ...........................................................................26 3.3.2. Élimination des polluants dissous .....................................................................26 3.3.2.1. Procédés par Extraction .............................................................................27 3.3.2.2. Principe du procédé Macro Porous Polymer Extraction .............................28 3.3.3. Traitements Biologiques ...................................................................................29 3.3.4. Traitement d'autres catégories d'eaux ..............................................................30 3.4. CLASSIFICATION ET COMPARAISON DES DIFFÉRENTS TRAITEMENTS .......30 3.4.1. Dimensionnements des équipements de déshuilage........................................31 Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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3.4.2. Performances des procédés de déshuilage......................................................31 3.4.3. Traitements secondaires et tertiaires................................................................32 4. TECHNOLOGIE DES ÉQUIPEMENTS UTILISÉS ........................................................33 4.1. LES FILTRES..........................................................................................................33 4.2. LES HYDROCYCLONES........................................................................................35 4.3. LES FLOTTATEURS...............................................................................................41 4.3.1. Circulation des liquides.....................................................................................41 4.3.2. Formation des bulles de gaz.............................................................................41 4.3.3. Action des bulles...............................................................................................42 4.4. LES BASSINS A.P.I ................................................................................................45 4.5. LES DÉGAZEURS ..................................................................................................47 4.6. ÉQUIPEMENTS DE RÉCEPTION ..........................................................................47 4.6.1. Cuve de purge ..................................................................................................47 4.6.2. Bac à égouttures...............................................................................................47 4.6.3. Équipement de récupération.............................................................................48 4.6.4. Tube de rejet en mer. .......................................................................................49 5. PARAMÈTRES ET CONDUITE DU TRAITEMENT DES EAUX DE REJET..................52 5.1. PARAMÈTRES DES HYDROCYCLONES..............................................................52 5.1.1. Le débit .............................................................................................................52 5.1.2. Le taux de rejet .................................................................................................53 5.2. LES BASSINS A.P.I. ...............................................................................................53 5.3. LES FILTRES..........................................................................................................55 5.4. LES POMPES DES TRAITEMENTS CHIMIQUES .................................................55 5.5. LES FLOTTATEURS...............................................................................................55 5.6. LES DÉGAZEURS ..................................................................................................56 5.7. LES TUBES DE REJET EN MER (SUMP CAISSON).............................................56 6. TROUBLE SHOOTING..................................................................................................57 6.1. BASSINS A.P.I. .......................................................................................................57 6.2. LES FILTRES..........................................................................................................57 6.2.1. Filtres à éléments filtrants.................................................................................57 6.2.2. Filtres à sable ...................................................................................................57 6.3. LES HYDROCYCLONES........................................................................................58 6.4. LES POMPES DES TRAITEMENTS CHIMIQUES .................................................58 6.5. LES DÉGAZEURS ..................................................................................................59 6.6. TUBES DE REJET EN MER ...................................................................................59 7. EXERCICES ..................................................................................................................60 8. GLOSSAIRE ..................................................................................................................64 9. SOMMAIRE DES FIGURES ..........................................................................................65 10. CORRIGÉ DES EXERCICES ......................................................................................67

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1. OBJECTIFS À l'issue de l'étude de ce module le lecteur devra être capable de : Reproduire & décrire le schéma standard de procédé d'une section de Traitement des eaux de Rejet Citer les procédés & techniques mis en œuvre dans la section Schématiser les différents circuits Nommer les paramètres opératoires Localiser les organes de contrôle& de régulation Connaître les actions générales de conduite de la section Connaître les caractéristiques techniques des équipements utilisés

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2. LES FONCTIONS DU TRAITEMENT des EAUX de REJET 2.1. INTRODUCTION L'eau est très utilisée dans l'exploitation des installations de production pétrolière et au cours de ces applications elle subit des altérations de ses caractéristiques notamment par la pollution aux hydrocarbures liquides et même gazeux (faible dissolution du gaz dans l’eau), autres éléments chimiques, présence de particules solides, or une bonne partie de cette eau est rejetée dans le milieu naturel qui peut être un cours d'eau ou la mer. Par respect pour l'environnement et les populations avoisinantes il est hors de question de renvoyer l'eau brute de retour de ses utilisations dans son milieu naturel sans la purifier. Pour cela elle subit un traitement constitué de plusieurs phases successives jusqu'à parvenir à une teneur de 25 à 40 ppm en hydrocarbures (suivant les pays), et une parfaite limpidité etc…

2.2. GÉNÉRALITÉS Les eaux à traiter viennent de plusieurs sections de l'installation de production pétrolière elles sont de natures différentes en général de cinq origines: Les eaux de production Les eaux de purges Les eaux de pluie et de lavage (drains ouverts et fermés) Les eaux contenant des produits chimiques Les eaux d'usage sanitaires & domestiques Elles sont acheminées vers l'unité de traitement par trois voies différentes: Les lignes process des eaux de production, Les drains huileux fermés des purges Les drains huileux ouverts des pluies et lavages. Et parfois aussi des réseaux secondaires indépendants et spécifiques pour les eaux contenant des produits chimiques autres que des hydrocarbures.

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Elles font ensuite l’objet de traitement tels que déshuilage, élimination des matières solides, la purification par filtration fine & l'oxygénation, avant d’être rejetées ou retraitées selon les résultats des analyses.

2.3. STRUCTURE DES RÉSEAUX DE COLLECTE DES EAUX BRUTES 2.3.1. Le réseau de collecte et d'évacuation des eaux de production Ce réseau de collecte vers les unités de traitement adaptées, n'est pas un réseau d'égouts mais un réseau de lignes process eau huileuse qui proviennent des équipements suivants: Séparateurs de production (huile et gaz) Déshydrateurs électrostatiques Purges d’eau des autres équipements (Knock Out drums, glycol…) Les produits contenus dans ces effluents sont soit en suspension dans l’eau : Hydrocarbures (HC) Matière en suspension (MES) ou bien dissous dedans : Sels Matières organiques (additif, sulfure soluble, alcools, hydrocarbure dissous)

2.3.2. Les réseaux des drains huileux ouverts et fermés, Ils ont pour but de collecter toutes les purges et tous les rejets d'hydrocarbures liquides ou d'eaux huileuses, afin de les traiter ou de les recycler dans le respect des normes antipollution en vigueur. Par principe et de par leur conception, ces réseaux ne peuvent être utilisés pour la décompression des équipements, mais ils sont prévus de manière à faire obstacle à la propagation du feu.

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2.3.2.1. Le réseau des drains fermés Il collecte les effluents provenant de la purge manuelle des équipements de production, il les dirige vers la cuve de purge. 2.3.2.2. Le réseau des drains ouverts Il collecte les effluents provenant des bacs à égouttures et des cuvettes de rétention des installations de production, il les dirige vers un équipement de récupération. RAPPEL: Par rapport à leur composition spécifique les drains ouverts ne doivent pas être mélangés avec les drains fermés ou les eaux de production pour des raisons de d’incompatibilité et de sécurité. Il est obligatoire de séparer les eaux huileuses de production (réseau fermé et ligne process), des eaux de pluie et lavage (réseau ouvert) pour les raisons suivantes : Incompatibilités chimiques entre les deux effluents : La présence d'agents de lavage peut émulsifier chimiquement les hydrocarbures de l'autre réseau, l'apport d'O2 accroît la corrosivité des eaux de gisement, Il peut se former des précipités par incompatibilité. Discontinuité des débits : les eaux de production sont émises en continu, les eaux de pluie et lavage en discontinu, à moins de disposer d'un bassin tampon sur le réseau ouvert. Différence entre les caractéristiques des effluents : les hydrocarbures des eaux de drainage sont en général moins émulsifiés et plus faciles à séparer. Sécurité des personnes utilisation impropre d’eau contenant des HC (affection de la peau, troubles intestinaux si ingérée ) Ces réseaux ne sont jamais utilisés pour la décompression des équipements. Ils sont conçus de façon à faire obstacle au retour éventuel de gaz et à la propagation du feu. Les deux réseaux ne sont donc pas connectés entre eux. L’eau de pluie provenant de zones non susceptibles d’être polluées est rejetée directement dans le milieu naturel.

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2.4. CARACTÉRISTIQUES DES EAUX BRUTES En production pétrolière, on trouve principalement des hydrocarbures en suspension qui peuvent être présents dans les eaux soit à l’état libre ou faiblement émulsionnés (cas des eaux pluviales), soit à l’état d’émulsion (cas des eaux de production et de procédé) L’eau reçue à l'entrée dans l’unité de traitement est un mélange complexe d’eau, d’huile, de produits chimiques et de solides et qui peut contenir : Inhibiteur de corrosion Eau glycolée Inhibiteur de tartre Méthanol (provenant de la section inhibiteur d’hydrates) Sable vase, paraffine ….. Il est nécessaire de collecter toutes les purges d’équipements et tous les rejets d’hydrocarbures liquides ou d’eaux pouvant être contaminées par des produits pétroliers ou leurs dérivés, afin de les recycler ou de les traiter, dans les normes de rejet en vigueur. La connaissance des caractéristiques de l'eau à traiter et des hydrocarbures qu'elle contient, est essentielle pour le choix du mode de rejet et des traitements de déshuilage adaptés. En particulier, pour les eaux de production et les eaux de purge (réseau fermé), il convient d'évaluer les données suivantes : Débits : Maximal, minimal, variabilité Pression: Plage de fonctionnement et disponibilité, Température: Moyenne, moyens de modification, Caractéristiques de l'eau : Analyse chimique, salinité, densité, nature et granulométrie des matières en suspension (MES), Hydrocarbures : Teneur, taille et répartition des gouttelettes, stabilité de l'émulsion Caractéristiques du brut : Masse volumique, viscosité en fonction T°C, teneurs en paraffines et asphaltènes.

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Le document photographique présenté ci-dessous donne clairement un exemple de l'apparence de l'eau brute provenant des différentes sections d'une installation de production pétrolière

Figure 1: Échantillons d'eau brute venant de différentes sections

2.5. SPÉCIFICATIONS ET RÉGLEMENTATION DES EAUX TRAITÉES AVANT REJET Les réglementations internationales deviennent de plus en plus restrictives Les contrôles sont sur une moyenne mensuelle basée sur la prise de 2 échantillons journaliers Ces valeurs sont fixées par des réglementations locales ou les conventions MARPOL / OSPAR Nord Europe, océans Atlantique et arctique : 40 mg/kg (vers 30 mg/kg) USA offshore : 29 mg/l daily – 42 mg/l mensuel Indonésie : 25 mg/l (sous révision de descendre à 15 mg/l) Mer méditerranée, mer rouge : 15 mg/l Mer Caspienne : 20 mg/l (sous révision)

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2.5.1. En mer Au-delà des eaux territoriales (12 miles nautiques), à défaut de réglementation nationale en vigueur concernant le plateau continental, on appliquera les recommandations régionales et/ou internationales : Convention Marpol (convention internationale). Convention de Paris pour la mer du Nord et adjacente. Convention de Barcelone pour la Méditerranée. Convention d'Abidjan pour le Golfe de Guinée (les conventions régionales se réfèrent toutes à la convention Marpol). Il faut distinguer deux types de rejets d'eau : Les eaux issues des réseaux de drainages ouverts, qui relèvent de la convention de MARPOL, ne doivent pas contenir plus de 15 ppm d'hydrocarbures. Les eaux liées à la production du pétrole auxquelles on associe les eaux de déplacement de stockages sous-marins qui relèvent de la réglementation locale si elle existe, si non de la convention régionale. On retiendra donc pour le moment comme cibles en mer : Eaux issues de réseaux ouverts : 15 ppm Eaux liées à la production : 40 ppm

2.5.2. Norme de rejet Offshore Limite la plus courante : 40 mg/l (hydrocarbures dispersés mesure IR). Si pas précisée même objectif. Onshore Limite HC varie avec les sites, inférieur à Offshore + autres paramètres à prendre en compte (DCO, DBO, salinité, MES etc. ….) Les rejets sont soumis, en général, à des réglementations nationales ou régionales plus contraignantes qu'en mer.

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Elles s'adressent aussi bien aux déversements dans les eaux superficielles qu'aux injections dans des couches profondes autres que le gisement. Pour une réinjection dans le gisement, il n'existe pas de contrainte réglementaire.

2.5.3. Arbre des décisions : Mode de Rejet Ce diagramme montre comment s'opère le choix entre les différentes options possibles pour le rejet de l'eau après traitement Possibilité d'un déversement dans les eaux de surface

Traitement compatible avec les contraintes environnement Possibilité de Réinjection dans le gisement Rejet / Déversement surface (Option 1)

Traitement compatible avec les contraintes Puits / Formation

Réinjection dans le gisement ( Option 2 )

Possibilité d'injection dans les couches géologiques profondes

Puits de Rejet ( Option 3 )

Centre de Traitement ( Option 4 )

Figure 2: Arbre de décisions des modes de rejet

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3. TRAITEMENTS DES EAUX BRUTES 3.1. TRAITEMENT PRIMAIRE: LA DÉCANTATION Elle s'effectue à l'arrivée de l'Eau Brute dans une grande fosse durant un temps de rétention variant suivant les caractéristiques de l'Eau Brute. Elle est basée sur les principes de séparation gravitaire et notamment sur l'accroissement de la vitesse de décantation des gouttes d'hydrocarbures pour qu'elles soient interceptées le plus rapidement possible. Cette vitesse est fonction de plusieurs paramètres et s'exprime par la loi de Stokes qui permet de dimensionner les ouvrages de séparation gravitaire simple. En fonction du temps de séjour minimal nécessaire, on déduit la hauteur des ouvrages de décantation. On peut diminuer ce temps en minimisant le trajet à réaliser par une goutte (séparateurs à plaques). On peut aussi accroître la vitesse ascensionnelle par l'intermédiaire de procédés de traitement qui modifient préférentiellement certains paramètres. Le principe de cette séparation est basé sur le déplacement d'une gouttelette d'huile dans un milieu aqueux suit la loi de STOKES qui est formulée de la manière suivante:

gD 2 (ρ e _ ρ h ) V= 18µ c ou les paramètres sont: V = vitesse ascensionnelle d'une goutte d'huile en cm/s ρe = masse volumique de l'eau en g/cm3 ρh = masse volumique de l'huile en grammes /cm3 g = accélération de la pesanteur 981 cm/s2 D = diamètre de la particule d'huile en cm µc = viscosité absolue de la phase aqueuse en Poises Le but du procédé de déshuilage par décantation sera d'accroître "V", pour obtenir une bonne séparation dans le temps le plus réduit possible. Les différents procédés utilisés seront fonction des différents paramètres de cette formule.

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L'exemple suivant permet de concrétiser le principe : La vitesse ascensionnelle dans l'eau douce à 40°C d'une goutte d'hydrocarbures de densité 0,92 est approximativement : de 5 m/h

pour un diamètre 150 µ

de 5 cm/h pour un diamètre 15 µ de 0,5 mm pour un diamètre 1,5 µ A 20°C, ces valeurs deviennent respectivement 3,5 m/h, 3,5 cm/h 0,35 mm/h. Parce que la viscosité de la goutte est plus grande à 20°C qu’à 40°C ; Ce traitement primaire de déshuilage par décantation dans une cuve, un bassin, un API, un séparateur à plaques (ou à garnissage), un hydro cyclone, peut être suffisant en cas de réinjection d'eau dans le gisement) Ce simple traitement primaire est généralement suffisant pour les eaux de pluie et de lavage ou bien elles sont envoyées pour séparation au "sump caisson" en mer. Suivant les dispositions réglementaires, elles peuvent subir un traitement secondaire dans des zones d'environnement sensible.

3.2. TRAITEMENT SECONDAIRE: RUPTURE DES ÉMULSIONS Le traitement secondaire de déshuilage qui permet d'éliminer les émulsions et les matières en suspension classiquement par flottation gazeuse au gaz dispersé. D'autres procédés tels que la filtration coalescence ou l'hydro cyclonage peuvent être utilisés.

3.2.1. Formation des émulsions Les émulsions peuvent se former à tous les stades de la production : En fond de puits, dans le réservoir ou au niveau de la complétion en particulier sous l’effet des moyens d’activation tel que pompage, Gas-Lift. Ces formations Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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formées à chaud et fortement agitées sont souvent très difficiles à traiter par la suite. En tête de puits au passage dans les duses (détente) Dans les installations de surface : manifolds, séparateurs, échangeurs, pompes de reprise, … Les principaux paramètres qui conditionnent la formation d’émulsion sont : La nature du brut. Certains bruts donnent plus facilement des émulsions que d’autres; en particulier, les émulsions sont favorisées par les asphalténes et les composés naphténiques Les conditions de mélange. La finesse d’ une émulsion croît avec l’énergie mise en jeu ( duses, pompes centrifuges, …) Les tensioactifs naturels ou ajoutés. Plus la tension interfaciale eau/brut est faible, moins l’énergie nécessaire pour fractionner les gouttelettes d’eau est importante. La température. Plus la température est élevée, plus l’émulsion est fine ( faible ). La température agit non seulement sur la viscosité mais également sur la tension interfaciale eau/brut.

Où les émulsions se forment-elles ?

Au travers des perforations dans le tu bing Au travers des duses de puits

Partout ou il y a assez d’énergie transférée vers le process

Par turbulence ligne multiphasique En présence de certains produits chimiques

Figure 3: Localisation de formation des émulsions

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EVOLUTION D’UNE EMULSION

Coalescence

Émulsion

Écrémage

Floculation

Figure 4: Principes de rupture d'une émulsion La dispersion d’un liquide (phase interne) dans une autre (phase continue) dite phase de dispersion, donne des gouttelettes microscopiques (de 0,1 à 30 µ) La séparation des phases est d’autant moins facile et l’émulsion est d’autant plus stable que : La taille des gouttelettes d’eau est faible La viscosité élevée du brut La tension interfaciale eau:/ brut est élevée (agents naturels stabilisants, présence de particules venant se fixer aux interfaces tel que asphalténes, paraffines cristallisées, résines, sédiments, ..) La différence de masse volumique entre le brut et l’eau est faible (bruts lourds ) Les émulsions stables les plus fréquentes sont : Les émulsions fabriquées à chaud, sous forte agitation (principalement en fond de puits par l’activation). Les émulsions de bruts paraffiniques fabriquées à chaud puis refroidies. Lors du refroidissement, les paraffines qui cristallisent piégent l’eau. Les émulsions de bruts lourds (asphalténiques) dont les éléments lourds stabilisent les interfaces eau / brut. Les “ mousses au chocolat “ qui désignent les émulsions extrêmement visqueuses qui se forment lorsque la teneur en eau dépasse 50% et que l’émulsion est fortement agitée ou stabilisée par des agents extérieurs (dégorgement après acidification) Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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NB: Finalement le seul moyen de prévention efficace contre les émulsions est l’injection en amont du lieu oŭ elles se créent, d’un désémulsifiant adapté. Celui-ci n’empêche pas la création d’émulsion mais la rend instable.

2

1

1 = eau 2 = huile

Émulsion huile / eau = émulsion inverse

1

1 = huile 2 = eau

Émulsion eau / huile = émulsion régulière

2

Théoriquement instable d’un point de vue thermodynamique une émulsion stable est impossible à briser dans une période de temps défini sans un traitement chimique ou une aide mécanique. L’émulsion huile / eau formée peut-être très serrée à cause d’une basse salinité de l’eau, basse gravité des condensats et une grosse baisse de pression dans le système. De plus l’émulsion peut être stable à cause de la présence d’agents émulsifiants.

3.2.2. Recommandations pour prévenir la formation des émulsions amont traitement 3.2.2.1. Sur les champs à gaz Limiter les émulsifications Le problème est plus aigu avec les gaz car les delta P dues aux vannes de détente sont plus importantes (privilégier une pré décantation sous pression), les gazolines sont plus légères, les quantités d’inhibiteur de corrosion sont très importantes (privilégier leur suppression par adoption de matériaux « non corrodable » au niveau de la séparation) et la présence d’alcool (tiers solvable des hydrocarbures) favorise la formation d’émulsions fines et accroît la solubilité des hydrocarbures dans l’eau.

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3.2.2.2. Sur les champs à huile Diminuer les émulsions mécaniques en limitant le nombre de Pompes centrifuges multi étages en fond de puits Pompes centrifuges en surface Accidents de conduite Vannes et duses émulsifiantes Limiter les émulsions chimiques Limiter le nombre de produits chimiques injectés en amont Choisir les produits les moins émulsifiants compatibles avec les additifs de déshuilage

3.2.3. Produits chimiques utilisés pour le déshuilage des eaux de production Les produits chimiques utilisés doivent être solubles dans l’eau. Il y a une grande quantité de produits qui peuvent être classés en 3 groupes: Activateur d’émulsion inverse Coagulant Floculant 3.2.3.1. Inverseur d'émulsion De très fines gouttelettes d’huile ne peuvent pas être séparées de la phase eau dans un temps déterminé, donc pour déstabiliser l’émulsion on utilise un inverseur d’émulsion qui agit: En réagissant avec les gouttelettes d’huile En leur facilitant la coagulation, la flocalisation et la séparation En travaillant en harmonie avec le désémulsifiant

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Émulsion normale

Émulsion inverse

Figure 5: Démonstration de l'inversion d'émulsion sur échantillon

Figure 6: Exemples d'émulsions Dans la bouteille de droite l'eau apparaît bien séparée de l'huile. Activateur d’émulsion inverse : L’objectif de ce produit est d’aider la coalescence des gouttelettes d’huile en réduisant les tensions interface en plus de neutraliser les sites cationiques. Les simples gouttelettes d’huile dans l’eau transportent généralement une charge négative or la plupart des produits sont cationiques. Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Les démulsifiants utilisés pour la séparation huile / eau sont très spécifiques. Leur chaîne de polymère à un poids moléculaire bas (2000 à 5000) pour réduire au minimum la floculation. 3.2.3.2. Coagulation L'alimentation et le mélange rapide d'un ou plusieurs coagulants dans l'eau, aide à débuter la formation de particules appelées floc. C’est un procédé dans lequel les produits chimiques sont ajoutés à l'eau, causant une réduction des forces qui stabilisent les particules dans l'eau. Le potentiel répulsif de la double couche électrique est réduit par neutralisation de charge. Coagulants: Les coagulants sont des polymères organiques du même type que l’activateur d’émulsion inverse sans propriété de tension superficielle ou des sels inorganiques de métal et parfois un mélange des deux. Il y a un objectif de neutralisation des charges négatives des solides des gouttelettes d’huile en raison de leur forte cationicité Les coagulants sont utilisés normalement en amont des floculants quand ils sont utilisés tous les deux 3.2.3.3. Floculation Le mélange d'eau et de produits chimiques aide à former un produit filtrant: le floc en réunissant un grand nombre de petites particules dans un petit nombre de grandes particules. L’accumulation de particules coagulées en trois dimensions sans liaison chimique structurées se déposera ou flottera. Floculants : Les floculants ont un haut poids moléculaire (>106) et peuvent être d’un genre anionique, cationique ou non ionique. Ils peuvent être fournis solides (polyacrylate) ou en solution dans l’eau ou comme émulsion dans un solvant organique. Une dissolution dans de l’eau est souvent nécessaire.

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Ces produits bien que très efficaces donnent en général un floc huileux qui peut être particulièrement difficile à réutiliser si beaucoup d'aliments solides sont présents Suivre ci-dessous les schémas explicatifs du principe de coagulation NB: attention aux incompatibilités des produits chimiques !

Anionique + polymère cationique Eau + émulsion polymère

Neutralisation de la Charge

Figure 7: Schéma explicatifs de la coagulation (1) Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Particule de polymère

Particule déstabilisée

Particule déstabilisé

Particule FLOC

Figure 8: Schéma explicatifs de la coagulation (2) Coagulants : Ce sont des sels de métaux ou des polyamines Ils ont des ions positivement chargés (Poids moléculaire < 100 ) qui neutralisent les charges négatives et promeuvent la coagulation Ils déstabilisent les solides colloïdaux en produit prêt pour la floculation Floculants : Ils sont soit cationique, anionique, ou non ionique (Poids moléculaire > 1000 000) Ils attirent et tiennent les particules colloïdales à leurs sites polaires Figure 9: Particules floc

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Figure 10: Évolution de l'action d'un Polyélectrolite sur un échantillon d'Eau Brute A : Situation initiale après ajout d’un polyélectrolyte B : Des particules solides se forment C : Les particules agrandissent et s’imprègnent d’huile D : Les particules se dirigent vers la surface du liquide

3.3. TRAITEMENT TERTIAIRE Dans le cas de rejet dans un milieu naturel sensible ou de réinjection dans une formation difficile ou bien de traitement des eaux chimiquement polluées, on peut être amené à prévoir un traitement tertiaire par déshuilage plus poussé par filtration ou stripping, afin d'éliminer des matières organiques telles que sulfures par stripping, ou les alcools par traitement biologique.

3.3.1. Élimination des matières solides (M.E.S.) Plusieurs procédés mécaniques, chimiques et biologiques sont appliqués: Centrifugation et cyclonage Flottation Coalescence Coagulation et floculation

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3.3.1.1. Centrifugation et cyclonage Ce sont des séparations par forces centrifuges : procédé dynamique (c'est l'organe mécanique qui tourne) pour la centrifugation. Statique pour les hydro cyclones (on impulse au mélange H2O, HC et MES un mouvement hélicoïdal). Dans l'hydrocyclone la génération de forces centrifuges permet à la phase dense (eau de gisement) de se déplacer vers la paroi du liner tandis que la phase plus légère (huile) migre en filet central en raison de la force centripète. La phase dense ( eau ) sort à l'extrémité du liner tandis que la phase légère sort en sens opposé au travers d'un orifice ( diamètre 2 mm ). Ce contre courant est obtenu en appliquant une DP entre la sortie eau et la sortie huile.

Figure 11: Centrifugeuse d'eau brute

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3.3.1.2. Flottation Procédé qui consiste à disperser les micro bulles d'air ou de gaz dans le milieu liquide, de façon à générer des turbulences qui font "coalescer" les particules d'huiles entre elles. Les bulles de gaz peuvent s'accrocher aux gouttelettes HC pour en diminuer la densité apparente. Ces effets sont accrus par l'addition d'additifs de flottation, qui sont nécessaires pour déstabiliser les émulsions chimiques.

Figure 12: Schéma de fonctionnement d'un flottateur classique Description : L'eau sortant d'un traitement secondaire est introduite dans le flottateur en n . Le gaz de flottation est injecté en p Le mélange Eau Gaz forcé vers le bas passe de cuve en cuve, les particules d’hydrocarbures sustentées par le gaz s'élèvent par la poussée d'Archimède et en se coalesçant se retrouvent flottantes en surface ; dans la dernière cuve on obtient l'accumulation de toutes les particules d’hydrocarbures flottantes, qui sont écrémées en s. Le gaz de flottation est purgé en r par une soupape de respiration (Breather sur le schéma) L'eau " nettoyée " sort en o sous contrôle de niveau (LC) q.

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3.3.1.3. Coalescence Procédé qui consiste à faire fusionner des gouttes de petit diamètre pour en générer de plus grosses, souvent par l'intermédiaire d'un matériau fibreux ou granulaire: tensioactif + agitation impact contre une surface oléophile percolation au travers d’un lit granulaire oléophile

Manomètre

Figure 13: Exemple de procédé par Coalescence Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Figure 14: Coalescence sur lit de résines oléophiles 3.3.1.4. Coagulation et floculation Les procédé déjà vus précédemment pour le traitement des émulsions

3.3.2. Élimination des polluants dissous Il s'agit de produits solubilisés dans l'eau (hydrocarbures dissous) ou "solubilisables" après transformation (sulfures transformés en H2S par acidification). Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Les techniques utilisables de traitement font souvent appel au "stripping" ou à d'autres procédés d'extraction. Pour les matières organiques à l'état de traces (produits chimiques de production), les techniques d'adsorption sur charbon actif peuvent être utilisées (techniques très coûteuses). Pour les eaux glycolées des champs à gaz, l'élimination des glycols peut être réalisée par voie biologique, les bactéries adaptées au milieu en aérobiose transforment le carbone présent en produits de dégradation, dont le stade ultime est le gaz carbonique (CO2) et l'eau (H2O). 3.3.2.1. Procédés par Extraction Transfert de matière interphase: Par Adsorption sur charbon actif Par Stripping au gaz ou à la vapeur

Treated Water Figure 15: Schéma de principe du Stripping de l'eau à la Vapeur Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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3.3.2.2. Principe du procédé Macro Porous Polymer Extraction L’eau passe au travers un lit de polymère microporeux (les pores ont une taille entre 0,1 et 10 µ) dans un solvant volatil est piégé Les hydrocarbures sont extrait de l’eau par le solvant. Quand le lit de polymère est saturé il est régénéré par de la vapeur. La séparation entre les hydrocarbures et l’eau est faite.

Figure 16: Schéma de principe du Macro Porous Polymer Extraction process

Figure 17: Photo grossie de la structure interne du MPP Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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3.3.3. Traitements Biologiques Pour les eaux glycolées des champs à gaz, l'élimination des glycols peut être réalisée par voie biologique, les bactéries adaptées au milieu en aérobiose transforment le carbone présent en produits de dégradation, dont le stade ultime est le gaz carbonique (CO2) et l'eau (H2O). Micro organismes + O2 → CO2 + H2O + Autres produits (matières organiques biodégradable)

Figure 18: Principe du traitement biologique

Figure 19: Exemple d'installation pratique de traitement biologique Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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3.3.4. Traitement d'autres catégories d'eaux Le traitement des eaux de ballasts s'apparente aux eaux huileuses de production (traitement primaire + traitement secondaire). Les eaux usées d'origine domestique sont rejetées parfois sans traitement en offshore. On shore, les eaux sont traitées ou envoyées dans les exutoires existants. Certains effluents chimiquement pollués peuvent être conditionnés avant envoi dans un centre de traitement spécialisé.

3.4. CLASSIFICATION ET COMPARAISON DES DIFFÉRENTS TRAITEMENTS Les performances des procédés de déshuilage sont surtout fonction de la granulométrie moyenne des émulsions d'hydrocarbures dans l'eau. Les ordres de grandeur des pouvoirs de coupure des différents procédés, sont mentionnés ci-dessous

Domaine champs à gaz Domaine champs à huile Bâche/Bac décanteur

Echelle de Calibration de Granulométrie

300

Séparateur API

150

Séparateur à plaques

60

Flottateur

30

Hydro cyclone

15

Coalesceur - Filtre coalesceur

10

Centrifugeuse

1 000

100

2/3 10

1

0 microns

Figure 20: Classification des traitements suivant Granulométrie Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Ce graphique montre que le traitement des émulsions de faible diamètre est très difficile, voire industriellement non réalisable sur certains champs à gaz.

3.4.1. Dimensionnements des équipements de déshuilage

Procédé

Poids tonne/1000 m³/j inst.

Encombrement m²/1000 m³/j inst.

Bâche

25

5

Bassin API

50 à 200

15 à 20

Séparateur à plaques

3à7

2à4

Flottateur

5à6

3à5

Hydrocyclone

0,5

1,5

Stripping

1,5

1à3

Biologique (onshore)

ND

> 100

Figure 21: Tableau des dimensionnements des équipements de déshuilage

3.4.2. Performances des procédés de déshuilage Les performances de déshuilage obtenues par les principaux équipements sont les suivantes (ordre de grandeur) mais dépendent essentiellement des conditions d'entrée :

Bâche- Bac- Séparateur primaire API Bâche - Bac séparateur avec additif chimique Bâche 2 séparateurs API en série avec tambour oléophile Séparateur à plaques Sans tambour oléophile internes Avec tambour oléophile // ouou Hydrocyclone (avec ou sans additif chimique) 1000

500

100

ppm HC

Figure 22: Les performances des procédés de déshuilage

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3.4.3. Traitements secondaires et tertiaires Hydrocyclone (pour mémoire) Electro-floculation (faible débit onshore) Filtration coalescence double étage (down flow + up flow) Flottateur à turbine

200

100 Figure 23: Les traitements secondaires et tertiaires

Gaz FWKO Séparateu

Déssaleur Drains

DRAIN ouvert Traitement decantation

Eau process Treatments I+II+III

DRAIN Fermé Traitement decantation

Rejet valeur 40mg/l Figure 24: Schéma de principe (résumé) du traitement des Eaux de Rejet

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4. TECHNOLOGIE DES ÉQUIPEMENTS UTILISÉS 4.1. LES FILTRES

Figure 25: Filtre à sable multi couches

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Séquences de lavage d'un filtre à sable Arrêt filtration et isolement filtre (Finishing filtration and filter isolating) Purge partielle du filtre (Partial down draining) Détassage (circulation inverse air) (expansion by air reverse blowing) Arrêt vidange et détassage (end of draining and expansion) Rinçage eau bas en haut (top & bottom rinsing) Fluidisation et injection bactéricide (Fluidification and bactericide injection) Remplissage filtre (arrêt bactéricide) (stop bactericide injection) Arrêt remplissage et tranquillisation (filling-up end & settling) Maturation Fin de lavage (end of flushing)

Figure 26: Illustration des différentes séquences d'un rétro lavage d'un filtre à sable

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4.2. LES HYDROCYCLONES L’hydrocyclone est un séparateur liquide / liquide statique qui opère par la présence d'une ∆P. Il est constitué d’une calandre cylindrique qui comporte des tubes ‘’ Liners ‘’ dans lesquels circule l’effluent. L’effluent est dirigé de manière tangentielle à l’entrée des liners ce qui forme un mouvement hélicoïdal à l’intérieur le long de chaque liner. L’effet ‘’ Vortex “ est amplifié par la forme conique du liner et augmente quand le diamètre diminue.

Vortex

Entrée tangentielle

Capacité

Coompartiment Huile

Tube

Figure 27: Vue semi-éclatée d'un Hydrocyclone Spécifications des équipements : séparation de 90% de particules huiles à 10µ et 50% à 5µ. La performance consiste à bien régler la variable opératoire qu’est la ∆P. Optimisation du traitement Débit par liner : Si le débit est trop bas, pas d’effet Vortex. Si le débit est trop haut la ∆P entrée / sortie augmente, la pression sortie eau déshuilée est trop faible pour repousser le débit central d’huile.

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Light Phase INLET ACCELERATING HELICAL FLOW PATH REDUCING SECTION

TAPER SECTION

TAIL PIPE

Heavy Phase Outlet Figure 28: Schéma de principe de la dynamique de l'Hydrocyclone Exemple de calcul du rapport K des ∆P Entrée Effluent / Sortie Huile et Entrée Effluent / Sortie Eau traitée de deux hydrocyclones DS 301 & DS 302 du Girassol : Effluent Sortie DS301 & DS302 : DS301: P2 = 25 b DS302: P2 = 5 b ∆P eau = (Pression entrée effluent - Pression sortie eau traitée) Ö ∆P eau = P1 - P2 ∆P huile = (Pression entrée effluent - Pression sortie rejet huile) Ö ∆P huile = P1 - P3 Donnée constructeur: K = ∆P huile / ∆P eau K = 2

Arrivée radiale de l'effluent

Figure 29: Principe de l'effet Vortex

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Débit au travers d’un Liner : q = 1,142 . (∆P huile ) ou q = 0,43 est en m³/h et ∆P huile en bars

Entrée Effluent

P1 P2

P3

HUILE

EAU

Ф du liner = 2mm

TRAITEE

Figure 30: Schéma explicatif du calcul du coefficient K (rapport des ∆P) Comme le montre ci-dessous le schéma de principe et le graphique qui lui est associé: En agissant sur une vanne (PDCV) située sur l’effluent de rejet (eau huileuse) pour maintenir un ratio des DP = constant, le taux de rejet sera aussi constant. Il est possible d’automatiser le système en installant un régulateur de ratio. La LDCV agit pour maintenir l'interface du séparateur, la PDCV suit en maintenant DP huile / DP eau = cte et la LDCV maintient le débit dans l’étendue de mesure de fonctionnement Le ratio des ∆P est K = ∆P huile / ∆P eau La relation entre le débit à travers un liner et la perte de charge côté rejet est la suivante : Q = 1,142. (∆P huile. ) 0, 432 avec Q en m³/h et. ∆P huile en bars Cette relation permet de corréler débit "min." et débit "max." aux pertes de charge mesurées : Débit mini préconisé par liner / exemple : ∆P eau = 1 bar pour K = 2 / ∆P huile = 2 bars Débit théorique mini par liner : Q = 1,142. (∆P huile) 0,432 = 1, 54 m3 / h par liner Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Débit maxi préconisé par liner, sera fonction de la pression d'alimentation Exemple pour DS301 : P = 25 bars on aura environ P1 = 24,3 bars et Dpe = 11, 4 bars pour K = 2, ∆P huile = 22,8 bars Débit théorique maxi par liner : Q = 1,142. (∆P huile) 0,432 = 4,41 m³ / huile par liner Limite de performance : Q = 4,80 m³ / h par liner

Figure 31: Schéma de principe d'un Hydrocyclone

Figure 32: Graphique de fonctionnement d'un hydrocyclone Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Le débit dépend du Process:

Figure 33: Débit de l'hydrocyclone en fonction de la granulométrie Le fonctionnement normal s’inscrit dans une étendue de mesure de débit (mini. à maxi.) en dehors de laquelle l’hydrocyclone n’assure plus sa fonction.

Figure 34: Variation du débit en fonction de la ∆P Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Si le débit est trop bas, l’effet vortex est insuffisant pour séparer l'huile et l'eau. Si le débit augmente, la DP entre l’entrée et la sortie augmente, la pression de sortie est insuffisante pour repousser le débit central d’huile vers l’orifice de rejet. C’est le débit par liner qui est important. Ceci a l’avantage que les ∆P correspondantes aux débits mini. et maxi. sont indépendantes du nombre de liners en service.

Figure 35: Relation entre la ∆P et le débit de l'hydrocyclone Il a été prouvé que pour un taux de rejet constant, le ratio entre DP (entrée – rejet huileux) et (entrée - sortie eau déshuilée) est constant, quel que soit le débit à l’entrée. Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Pour IG 401 et 402, le ratio des DP recommandé = 2 Les débits étant proportionnels aux ∆P (entrée ─ sorties), ces ∆P sont utilisées pour mesurer les débits. Ceci a l’avantage que les ∆P correspondantes aux débits mini. et maxi. sont indépendantes du nombre de liners en service. Il a été prouvé que pour un taux de rejet constant, le ratio entre ∆P (entrée ─ rejet huileux) et (entrée ─ sortie eau déshuilée) est constant, quel que soit le débit à l’entrée. Pour IG 401 et 402, le ratio recommandé des ∆P = 2

4.3. LES FLOTTATEURS Le flottateur utilise l'action de bulles de gaz naturel pour éliminer les dernières traces d'huile à la sortie du décanteur. On utilise un système à turbine en raison de la forte salinité de l'eau de gisement de PALANCA, (par exemple), environ 170 g/l. Les bulles sont formées par aspiration et dispersion de gaz de "blanketting" dans l'eau à épurer. L'huile est récupérée en surface par l'action des bulles et du poly électrolyte et sont ainsi revalorisables dans leur totalité.

4.3.1. Circulation des liquides L'eau polluée est introduite par gravité dans le compartiment entrée. L'eau huileuse est soumise à l'action des bulles et du poly électrolyte successivement dans les quatre cellules; Les bulles de gaz cassent l'émulsion résiduelle et ramènent les hydrocarbures en surface. Ceux-ci sont évacués par les écrémeurs à palettes vers les couloirs latéraux d'où ils sont dirigés vers la cuve de purge; capacité d'écrémage environ 5 m3/h. L'eau épurée passe par le compartiment sortie, il n'y a pas de pertes de charge dans l'unité. Cette eau épurée, de teneur en huile < 40 ppm est acheminée vers le "sump-caisson" et le rejet en mer ( cas de la plateforme de PALP2.)

4.3.2. Formation des bulles de gaz Dans chacune des quatre cellules on trouve un système d'aspiration et de dispersion constituée d'un rotor et d'un stator. En tournant, le rotor crée une dépression entraînant le gaz ambiant dans l'eau polluée. Le stator est étudié pour créer dans la phase mixte des contraintes de cisaillement créant et dispersant de fines bulles. Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Environ 10 m³ de gaz sont utilisés pour 1 m³ d'eau traitée. Le gaz, une fois remonté à la surface est réutilisé dans le système rotor / stator.

4.3.3. Action des bulles Le procédé de flottation est un mélange intime entre les bulles de gaz et les hydrocarbures. On distingue dans chaque cellule deux mouvements de fluides, celui du gaz induit et celui de l'eau, ainsi que trois zones ayant chacune leur rôle. Le gaz est introduit par le haut et chemine vers le bas, tandis que l'eau est mise en mouvement depuis le fond de la cellule suivant le chemin inverse. Le mélange a lieu en zone 1 (voir schéma ci-dessous : Figure ’Schéma de principe du flottateur’). Les mouvements combinés des deux fluides permettent les objectifs suivants: un contact physique intense entre la surface des bulles et celle des hydrocarbures l'absence de zone morte. la création d'une zone relativement calme (zone 2) située au-dessus de la zone, zone de mélange, dans laquelle s'effectue la décantation (bulles-hydrocarbures) sans danger de re-dissociation. faire en sorte que la surface (zone 3) reste peu agitée pour permettre un bon écrémage. Pour permettre l'épuration complète de l'eau de rejet, on peut ajouter un additif à l'eau à traiter.

Figure 36: Flottateur à quatre cellules Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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On distingue facilement les quatre turbines (Fig ci dessus) pourvoyeuses de l'air de flottation qui fait remonter les gouttes d'huile et autres particules solides. Et à l'extrémité à gauche (sortie du flottateur) l'évent de rejet de l'air à l'atmosphère. La grosse ligne qui sort de la quatrième cellule étant la sortie de l'eau traitée. On peut apercevoir en haut à gauche de l'opérateur la LCV qui régule la sortie huile.

Figure 37: Principe de génération des bulles de flottation

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Zone 1

Zone 2

Zone 3

Zone 1

Figure 38: Schéma de principe du Flottateur Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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4.4. LES BASSINS A.P.I (Exclusivement à terre) En général ils sont en tête de traitements dans les installations de production car ils permettent une première récupération des Hydrocarbures, simplement par un temps de rétention très long du à leurs dimensions importantes Auquel il est ajouté des équipements améliorant la récupération des HC, tels que :

Gaz or Air Inlet

Les écrémeurs qui se présentent comme des gouttières dont on peut régler la hauteur d'écrémage par rotation de façon à venir effleurer la mince couche d'huile flottant sur l'eau Vent Skimmer Plates Overflow

Oily Water Inlet Treated Water Oulet

Figure 39: Schéma de principe des bassins A.P.I.

Figure 40: Détail de fonctionnement de l'écrémage du bassin A.P.I

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Les tambours oléophile La surface du tambour est constituée d'une membrane qui racle & "accroche" l'huile qui adhère ainsi au tambour par sa viscosité & s'écoule naturellement le long du racleur vers la goulotte de récupération puis vers la cuve de purges Goulotte de récupération Racleur d’Huile Tambour oléophile

Surface huileuse

RECUPERATION DE L’HUILE Figure 41: Schéma de principe de fonctionnement du tambour déshuileur

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4.5. LES DÉGAZEURS Ce sont des ballons qui permettent la séparation eau / huile par gravité, cette séparation est favorisée par le dégazage de l’eau à la pression opératoire du dégazeur car il y a libération du gaz dissous dans l’eau. (Suivre sur la figure ’PCF d’un dégazeur d’eau’ ) Les gouttelettes d’huile qui remontent en surface sont récupérées en continu par un “ écrémeur “ situé dans la partie supérieure du ballon sur tout l’axe longitudinal. Le niveau normal d’eau est maintenu en haut de l’écrémeur. La phase huileuse qui passe au travers du garnissage déborde sur les côtés, récupérée par 2 gouttières qui se finissent dans un sceau appelé “ Bucket “ d’huile. Le niveau d’eau déshuilé est contrôlé par un LIC qui pilote en split range les LCV. La mesure de la quantité d’eau rejetée est mesurée par un FI. L’huile est soutirée du “ bucket “ par une régulation Tout Ou Rien faite par un LT. Le seuil LSH démarre une pompe tandis que le seuil LSL arrête la pompe. Le volume du “ bucket “ d ‘huile est déterminé de manière à limiter le démarrage de la pompes A ou B environ 3 fois / heure (vitesse de remplissage estimée 25 m3/h, volume 4,3 m³) Le dégazeur fonctionne sur une plage de pression comprise entre 1 bar et 1,7 bar avec un blanketing au fuel gaz BP piloté par un PIC et une vanne déversoir PCV. L’admission du fuel gaz se faisant au travers d’une PCV vanne autorégulatrice. Le rejet mer de l’eau déshuilée au travers d’un tube vertical (─ 18m sous le niveau du FPSO pour Girassol), est contrôlé en continu par un analyseur (AT) teneur en huile dans le rejet.

4.6. ÉQUIPEMENTS DE RÉCEPTION 4.6.1. Cuve de purge Elle est équipée d’une sécurité de niveau haut qui provoque un l’arrêt production des équipements qui sont raccordés, et donc déclenche un Arrêt Général Production (ESD 1) en cas de cuve de purge unique sur l’installation.

4.6.2. Bac à égouttures Il est systématiquement installé sous les équipements pour lesquels : Il y a des risques d’émission liquide en fonctionnement normal. Il n’est pas possible de mettre en place un dispositif provisoire de récupération d’égouttures pendant les opérations d’intervention. Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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4.6.3. Équipement de récupération Il est placé en point bas de l’installation. Il est en liaison avec l’atmosphère. Une particularité des installations en mer est le "sump-caisson". Il peut faire office d’équipement de récupération et il est conçu de façon à ne pas déborder.

Figure 42: PCF d'un dégazeur d'Eau (Girassol)

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4.6.4. Tube de rejet en mer. L’eau déshuilée en sortie du ballon dégazeur (spéc. < 40 ppm) est rejetée en mer par une ligne 24". Dégazage à L'Atmosphère

GAZ Vers cuve de purge

De collecteur Drain Ouvert

HUILE

H

h

H : hauteur d’huile h : différence de hauteur due à la différence de densité huile / eau.

HUILE + EAU

Tube spécial de Rejet sousmarin de l'eau

SUMP CAISSON Figure 43: Schéma de principe d'un Tube de Rejet en Mer (Sump-Caisson) Pour améliorer l’écoulement, un système de mise en vortex est installé juste en tête de la descente verticale, l’arrivée se fait de manière tangentielle. Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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Cet écoulement permet d’avoir une vitesse jusqu’à 2 m/s contre 0,6 m/s pour un écoulement gravitaire qui aurait conduit à un tube de rejet de 34". Une mise à l’atmosphère est assurée par un évent de 4" situé sur la tête vortex. Le tube de rejet plonge sous la mer à un niveau de 16 m en dessous du fond du FPSO. La profondeur à laquelle plonge le tube sous la mer est déterminée de manière à assurer une bonne dispersion du flux et éviter une irisation à la surface (due aux hydrocarbures résiduels). Pour une bonne dispersion, l’accélération du jet est aussi obtenue par une succession de réductions à la fin du tube de rejet.

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Figure 44: Schéma bloc résumé de l'ensemble du traitement des Eaux de Rejet

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5. PARAMÈTRES ET CONDUITE DU TRAITEMENT DES EAUX DE REJET 5.1. PARAMÈTRES DES HYDROCYCLONES Il y a deux paramètres importants à contrôler pour avoir des performances optimum: Le débit total. Le taux de rejet (ratio de débit d’eau huileuse extraite sur le débit d’eau à l’entrée).

5.1.1. Le débit Le fonctionnement normal de l’hydrocyclone s’inscrit dans une plage de débit (mini./ max.) en dehors de laquelle l’équipement n’assure plus sa fonction. Si le débit est trop bas, l’effet vortex est insuffisant pour générer les forces centrifuges nécessaires pour séparer l'huile et l'eau. L’efficacité de séparation chutera alors rapidement. Si le débit augmente, la perte de charge entre l’entrée et la sortie augmente elle aussi. La pression de sortie sera alors insuffisante pour repousser le débit central d’huile vers l’orifice de rejet de l’hydrocyclone. L’efficacité de séparation chutera alors rapidement. Il est à noter qu’en cas de bas débit, le temps de séjour dans le dégazeur est plus important, ce qui peut améliorer la séparation dans le ballon et compenser la baisse de performance de l’hydro cyclone. Le débit est donc un paramètre important à contrôler. C’est le débit par liner qui importe. Le débit à travers un hydro-cyclone est proportionnel à la perte de charge à travers l’hydro cyclone. Ainsi, la perte de charge entrée - sortie peut être utilisée pour mesurer le débit pour le système de contrôle. Ceci a l’avantage que la perte de charge correspondant aux débits minimum et maximum est indépendante du nombre de liners en service. Le schéma de contrôle standard utilise des capteurs de pression différentielle (PDT) pour mesurer la Delta P entrée / sortie. Des alarmes de débit haut et bas peuvent être connectées aux capteurs PDT mesurant les pressions différentielles. Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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5.1.2. Le taux de rejet Pour s’assurer que le filet central d’huile est bien soutiré du liner, il y a une fraction minimum du débit d’entrée qui doit être enlevée à travers le rejet. Pour des situations normales, ce minimum est de 0, 5% pour le liner LQ ( Bas Débit ). Tant que le taux de rejet est au-dessus du minimum, les performances ne sont pas affectées par les fluctuations du ratio. Si la concentration de l’huile à l’entrée est élevée (au-dessus de 1 %) alors le taux de rejet doit être gardé au-dessus du double de la concentration (exprimé en terme de pourcentage). Ainsi, pour une concentration d’entrée de 1 %, le taux de rejet doit être au minimum de 2 %. Il a été prouvé que pour un taux de rejet constant, le ratio entre les pertes de charge entrée - rejet et entrée / sortie eau déshuilée est constant, quel que soit le débit à l’entrée. Ainsi en modulant une vanne de contrôle située sur l’effluent de rejet (eau huileuse) pour maintenir un ratio des Delta P constant, le taux de rejet sera aussi constant. Il est possible d’automatiser le système en installant un contrôleur de ratio.

5.2. LES BASSINS A.P.I. En général le report de données des bassins A.P.I. en salle de contrôle est minimal (quand il y en a! Témoins de marche des différentes pompes d'injection des produits chimiques, des agitateurs) C'est sur site qu'il convient de vérifier les points suivants: L'arrivée de l'eau brute à l'entrée du bassin, s'assurer que le collecteur n'est pas obturé Contrôler l'orientation et la position des écrémeurs de façon à ne pas envoyer l'eau avec l'huile (s'il n'y a pas de pellicule d'huile en surface c'est probablement que l'écrémeur est placé trop bas ou mal orienté! ) Contrôler la rotation lente & régulière des tambours déshuileurs Vérifier qu'il n'y ait pas de corps flottants (planches de bois chiffons etc…) Contrôler si les passages de l'effluent d'un bassin à l'autre se font régulièrement

Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR Dernière Révision: 15/05/2007

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