Les Produits Chimiques

LE PROCESS

LES PRODUITS CHIMIQUES

SUPPORT DE FORMATION Cours EXP-PR-PR060

Rvision 0.1

Exploration & ProductionLe Process

Les Produits Chimiques

Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernire Rvision: 13/05/2007 Page 2 de 110

LE PROCESS

LES PRODUITS CHIMIQUES

SOMMAIRE

1. OBJECTIFS .....................................................................................................................5 2. LES FONCTIONS DES PRODUITS CHIMIQUES...........................................................6

2.1. EXERCICES .............................................................................................................9 3. LES DIFFERENTS TYPES............................................................................................10

3.1. PROBLMES PORTANT ATTEINTE LINTGRIT DES QUIPEMENTS ........12 3.1.1. Les dpts ........................................................................................................12

3.1.1.1. Les dpts minraux..................................................................................12 3.1.1.2. Les dpts organiques...............................................................................14

3.1.2. La corrosion......................................................................................................15 3.1.3. Les hydrates .....................................................................................................17

3.1.3.1. Modes de prvision ....................................................................................18 3.1.3.2. Les solutions ..............................................................................................19

3.2. PROBLMES PORTANT ATTEINTE LEFFICACIT DES PROCDS ............21 3.2.1. Les mulsions...................................................................................................21

3.2.1.1. Quest ce quune mulsion ? ......................................................................21 3.2.1.2. Origines des mulsions. .............................................................................21 3.2.1.3. Comment sparer ? ...................................................................................22 3.2.1.4. Cas des mulsions dans les puits ..............................................................23

3.2.2. Le Moussage ....................................................................................................24 3.2.2.1. Pourquoi doit on les casser ? .....................................................................24 3.2.2.2. Comment se crent elles ?.........................................................................24 3.2.2.3. Comment se stabilisent elles ?...................................................................24 3.2.2.4. Comment se sparent-elles ? ....................................................................25 3.2.2.5. Procds de sparation. ............................................................................25 3.2.2.6. Conclusion. ................................................................................................26

3.2.3. Floculation - coalescence. ................................................................................27 3.3. DIFFRENTS TYPES DE PRODUITS CHIMIQUES ..............................................28 3.4. EXERCICES ...........................................................................................................31

4. REPRESENTATION ET DONNEES..............................................................................35 4.1. PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES ...............................................................35 4.2. PIPING AND INSTRUMENTATION DIAGRAM.......................................................38 4.3. FEUILLE DE DONNEES .........................................................................................40

5. LE FONCTIONNEMENT................................................................................................42 5.1. ACTIONS DES PRODUITS CHIMIQUES PRINCIPAUX ........................................42

5.1.1. Floculation - coalescence .................................................................................42 5.1.1.1. Les floculants .............................................................................................42 5.1.1.2. Les coalescents .........................................................................................42 5.1.1.3. Mouillants ...................................................................................................43 5.1.1.4. Utilisation des produits chimiques. .............................................................43

5.1.2. Dsmulsionnats ..............................................................................................44




5.1.3. Inhibiteurs de corrosion ....................................................................................45 5.1.4. Bactricides ......................................................................................................45 5.1.5. Solvants de paraffines ......................................................................................46 5.1.6. Dispersants de paraffines .................................................................................46 5.1.7. Antidpts.........................................................................................................46 5.1.8. Exemples typiques de produits utiliss en exploitation .....................................46

5.1.8.1. Traitement effluent sparation....................................................................46 5.1.8.2. Traitement eau d'injection ..........................................................................47 5.1.8.3. Traitement eau de relevage .......................................................................48 5.1.8.4. Traitement pour protection des quipements .............................................50

5.2. EXERCICES ...........................................................................................................53 6. LES PRODUITS CHIMIQUES ET LE PROCESS..........................................................54

6.1. LOCALISATION ET CRITICITE ..............................................................................54 6.2. EXERCICES ...........................................................................................................56

7. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT .....................................................................57 7.1. OPERATION NORMALE ........................................................................................57

7.1.1. Pompe volumtrique.........................................................................................57 7.1.2. Jaugeage a lprouvette ...................................................................................58 7.1.3. Barmage des cuves ........................................................................................59 7.1.4. Rglage des dbits ...........................................................................................59 7.1.5. Nettoyages des filtres et des cuves ..................................................................61

7.2. SECURITE DES OPERATIONS .............................................................................64 7.2.1. Compatibilit et miscibilit ................................................................................64 7.2.2. Identification des produits dangereux ...............................................................66 7.2.3. Symbolisation des dangers...............................................................................66 7.2.4. Les incompatibilits de stockage ......................................................................70 7.2.5. Prcautions demploi ........................................................................................71

7.2.5.1. Produits caractre cationique C1 C2.......................................................71 7.2.5.2. Produits non ioniques NI ............................................................................72 7.2.5.3. Produits caractre acide A ......................................................................72 7.2.5.4. Produits contenants des solvants S1 S2 S3...............................................73

7.3. EXERCICES ...........................................................................................................79 8. LA CONDUITE...............................................................................................................82

8.1. MISE EN MARCHE ET ARRET ..............................................................................82 8.1.1. Bacs de produits chimiques..............................................................................82 8.1.2. Inertage (Blanketing) et protection....................................................................82 8.1.3. Pompes d'injection............................................................................................82 8.1.4. Conditions opratoires des pompes. ................................................................83 8.1.5. Filtres pour injection subsea. ............................................................................84 8.1.6. Contrle ............................................................................................................84 8.1.7. tats du systme. .............................................................................................84

8.2. MISE DISPOSITION (MAD).................................................................................85 8.2.1. MAINTENANCE 1er DEGRE.............................................................................85

8.3. EXERCICES ...........................................................................................................86 9. TROUBLESHOOTING...................................................................................................88

9.1. CONSQUENCES SUITE PROBLMES ET ARRTS.......................................88 9.1.1. Consquences traitement effluent (sparation) ................................................89

9.1.1.1. Dsmulsifiant............................................................................................89




9.1.1.2. Anti mousse ...............................................................................................89 9.1.1.3. Dshuilant ..................................................................................................89

9.1.2. Consquences traitement eau d'injection .........................................................89 9.1.2.1. Floculant : Polyelectrolite ...........................................................................89 9.1.2.2. Antioxygne et dchlorinateur : Bisulfite ....................................................90 9.1.2.3. Anti dpts .................................................................................................90 9.1.2.4. Biocide non oxydant...................................................................................90

9.1.3. Consquences traitement eau de relevage ......................................................90 9.1.3.1. Antifouling ..................................................................................................90

9.1.4. Consquences traitement pour protection des quipements............................91 9.1.4.1. Bactricide installations de surface ............................................................91 9.1.4.2. Antidpts / anticorrosion subsea ..............................................................91 9.1.4.3. Bactricide collectes subsea huile .............................................................91 9.1.4.4. Bactricide injection eau ............................................................................91 9.1.4.5. Anticorrosion et stabilisation de pH pour Boucle eau chaude et eau froide91 9.1.4.6. Anti paraffine ..............................................................................................91

9.2. RETOUR DEXPRIENCE FILIALE........................................................................92 9.3. EXERCICES ...........................................................................................................96

10. GLOSSAIRE ................................................................................................................97 11. SOMMAIRE DES FIGURES ........................................................................................98 12. SOMMAIRE DES TABLES ..........................................................................................99 13. CORRIGE DES EXERCICES ....................................................................................100




1. OBJECTIFS Le but de ce cours est de permettre un futur oprateur de comprendre les bases dans le domaine des produits chimiques employs sur site. Pour ce, il devra tre mme de :

numrer les fonctions gnrales des produits chimiques dans le domaine ptrolier

Citer les diffrents problmes ncessitant lemploi de produits chimiques

Associer un type de produit chimique avec le problme rencontr afin de rsoudre ce mme problme

Identifier sur site et sur plans les diffrentes units de traitement utilisant les

produits chimiques

Expliciter les actions des produits chimiques

Identifier les quipements typiques ncessaires linjection de produits chimiques

Nommer les risques que prsente chaque type de produit chimique

Interprter les feuilles de donnes (data Sheets ou MSDS pour Material Safety Data Sheet) inhrente chaque produit ou type de produit

Oprer une unit de produits chimiques en toute scurit

Manipuler, stocker les diffrents produits

Transvaser, connecter, mettre en service un produit chimique quel quil soit

Conduire une unit dinjection en salle de contrle et sur site

Interprter les problmes pouvant survenir dans les units dinjection et tre

mme dintervenir tout au moins en premier niveau de maintenance

Interprter les consquences dune erreur de manipulation de produits chimiques

Calculer, valuer, les quantits dun type de produit en fonction du process curer




2. LES FONCTIONS DES PRODUITS CHIMIQUES Une part importante des difficults technologiques lies lindustrie ptrolire provient de la nature des effluents produits et traits. Les problmes rsoudre sont varis ; citons parmi les plus frquents :

les mulsions deau dans les ptroles bruts,

la salinit des bruts,

les dpts de paraffines,

les dpts de sels minraux,

la corrosion,

les nuisances dorigine bactrienne,

la pollution des eaux par les hydrocarbures.

Figure 1: Injection des produits chimiques




Lutilisation dadditifs chimiques reprsente souvent la solution la plus conomique et quelques fois mme, la seule action efficace. Toute une gamme de produits est disposition de lexploitant pour rpondre ses besoins/ :

des dessalants-dsmulsionnants

des inhibiteurs de paraffines

des anti-dpts

des inhibiteurs de corrosion

des rducteurs doxygne

des bactricides

des floculants

des antimousses

des formulations diverses. Les produits chimiques sont injects diffrents endroits de la chane de traitement de lhuile, du gaz et de leau. Ils vont concourir une aide et une optimisation du traitement pour avoir des produits finis respectant les spcifications requises. Se reporter aux cours PROCESS pour avoir une dfinition prcise des diffrentes spcifications requises des produits finis huile , eau , et gaz .

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2.1. EXERCICES 1. Quels sont les problmes rsoudre les plus frquents ?

2. Quels sont les produits chimiques employs en exploitation ptrolire ?




3. LES DIFFERENTS TYPES Lexploitation des hydrocarbures est grande consommatrice de diffrents types de produits chimiques. Chaque produit a une, voire plusieurs fonctions afin de pallier aux diffrents problmes dexploitation rencontrs. Ces problmes sont identifis chaque dbut de dveloppement de champs dhydrocarbures. Un rapport de chimie de production est alors dit suite lanalyse des fluides en place dans le rservoir et ce rapport reprend les problmes que lon rencontrera avec le traitement des fluides rencontrs.

Figure 3: Extrait d'un rapport de chimie de production




Nous dtaillerons dans un premier temps les diffrents problmes rencontrs, puis les produits chimiques associs. Les problmes rsoudre sont varis ; citons parmi les plus frquents :

Problmes portant atteinte lintgrit des quipements :

les dpts

la corrosion

les hydrates

Problmes portant atteinte lefficacit des procds :

les mulsions deau dans les ptroles bruts,

le moussage

la salinit des bruts,

les nuisances dorigine bactrienne,

la pollution des eaux par les hydrocarbures.




3.1. PROBLMES PORTANT ATTEINTE LINTGRIT DES QUIPEMENTS

3.1.1. Les dpts Indsirables, les dpts viennent changer considrablement le bon fonctionnement des installations (modification des coulements, bouchages, etc.). Ils sont gnralement classs en deux catgories:

Les dpts minraux.

Les dpts organiques.

3.1.1.1. Les dpts minraux Dans la catgorie des dpts minraux, on retrouve trois sous ensembles :

Les sulfates.

Les carbonates.

Les savons de calcium. Les sulfates Les sulfates proviennent d'un mlange de deux eaux. L'une avec des ions alcalino-terreux (baryum, strontium, calcium) et l'autre avec des ions sulfates (SO4). Le dpt se constitue donc au moment du mlange et une de ses caractristiques principales est une cintique de formation immdiate. On les retrouve dans la formation ( cause de l'injection d'eau), et le risque principal est donc de colmater des zones de drainage ou de venir modifier les conditions de production aux environs du puits (gravel-pack, perfos, liaison couche trou, etc.).

Figure 4: Dpt de sulfates




D'une manire gnrale, les sulfates alcalino-terreux ne sont pas solubles par les acides. Par consquent on utilisera un inhibiteur de formation que l'on injectera en premier de manire crer une interface entre l'eau d'injection et l'eau de gisement. Les inhibiteurs utilisables pratiquement sont des "retardateurs de cristallisation et fonctionnent par effet de seuil (concentration maximale). La dure de la protection dpend des concentrations, des proprits de la roche ainsi que des htrognits de la formation (variable de 15 jours 1 an). Les carbonates Les carbonates sont dus une prcipitation par dpart de CO2 quilibrant, par augmentation de la temprature ou par une baisse de la pression. La formation est lente, car il y a des sursaturations qui durent longtemps. Il y a trois zones de dpts privilgies : la LCT (Liaison Couche Trou), le tubing et la duse de production. L'effet inverse de la pression et de la temprature rend la prvision de formation difficile, c'est pourquoi on cherchera plutt utiliser un traitement prventif. Pour cela, une conception astucieuse des installations (en tenant compte de la temprature (isolation) et des teneurs en CO2) reste la meilleure approche pour lutter contre les dpts de carbonate. Le cas chant, on pourra utiliser des inhibiteurs (retardateurs de cristallisation) ou des traitements acides. Bien que les carbonates soient trs solubles dans les acides, c'est une solution qui sera trs peu utilise, car la solubilit est accompagne d'un dgagement de CO2 ce qui reprsente une contrainte importante vis--vis de la corrosion. Les inhibiteurs de carbonates peuvent tre injects en continu en amont du lieu de dpt (mais cela ncessite un liner dinjection si le dpt se forme dans le tubing) Lautre solution est deffectuer un squeeze dans la formation

Figure 5: Dpt de carbonates




Quand du gaz sec est utilis pour le gas lift et cause de son point de rose, linjection de gas lift favorise la vaporisation de leau de production ce qui augmente la saturation en sels et minraux. Les risques de dpts de sels et de carbonates augmentent prs du point dinjection dans le tubing et mme dans la vanne de gas lift. Linjection deau ou dinhibiteur de carbonates dans le gas lift peut tre une solution prventive. Dans le tubing, les carbonates peuvent tre enlevs par dcapage leau avec unit de coiled tubing (ou mme avec une solution dacide actique) Les savons de calcium Il s'agit l d'un dpt qualifi d'exotique. C'est en fait un organo-minral qui ne se forme que dans des eaux basiques telles que celles que nous avons au Cameroun ou au Nigeria. Ce sont essentiellement des savons de calcium. On en trouve dans le process ( linterface huile/eau), mais aussi parfois dans le puits. Leur comportement est similaire aux carbonates (Pression favorable, Temprature dfavorable) Solutions: mme inhibiteurs que pour les carbonates.

3.1.1.2. Les dpts organiques Les hydrocarbures sont en condition supercritique dans le rservoir. Leur vacuation vers la surface provoque alors une sursaturation des alcanes les plus lourds. On distingue deux catgories principales parmi les dpts organiques :

Les paraffines.

Les asphaltnes. Les paraffines La cristallisation des paraffines est d'origine thermique (refroidissement).

Figure 6: Dpt de paraffines




La solution contre leur formation peut tre prventive (chauffage, rchauffage, isolation), ou curative de manire mcanique (grattage), ou encore de manire chimique (co-cristallisants, dispersants, solvants, dtergents).

Les asphaltnes Les asphaltnes sont les composs aromatiques les plus lourds (>C100), et leurs molcules sont longues et plates. Le dpt d une floculation des molcules asphaltniques collodales intervient en gnral l o le point de bulle est atteint. Toutefois, les conditions de formation des asphaltnes ne sont que trs peu matrises aujourd'hui. De plus on notera qu'ils ne sont que trs rarement solubles dans les alcanes lgers et par consquent il n'y a pas d'effet rtroactif. Les remdes utiliss consistent en des traitements chimiques par injection de produits comme de l'acide actique ou par des grattages au xylne ou encore par des squeezes au DSA 700 (rfrence spcifique de fournisseur).

3.1.2. La corrosion La corrosion gnre des dommages susceptibles de provoquer plus ou moins long terme une perte d'intgrit de l'quipement concern. Dans ce chapitre, nous traiterons galement les problmes de l'rosion dans le milieu de la production. Comment ? La corrosion rsulte de l'action commune de plusieurs facteurs agissant simultanment :

L'eau.

Le temps.

D'un ou de plusieurs agents corrosifs comme le CO2 ou l'H2S dissous, l'acidit, l'oxygne ou le chlore (mais pas des chlorures).

De conditions favorables comme la prsence de bactries, le type d'coulement,

les sels, le sable, la temprature, les matriaux inadquats, ou des contraintes trop importantes. A noter quil peut y avoir corrosion bactrienne sous dpt.

Le facteur temps. La notion de temps est importante vis--vis de la corrosion, car suivant la dure avant nuisance, on aura un comportement diffrent.




De quelques heures un jour, il s'agit principalement d'acidifications mal inhibes, d'H2S sur des matriaux inadquats, ou d'une abrasion par le sable.

D'une semaine un mois, il s'agit en gnral d'un problme li la temprature

(>80C) sur un acier inox.

De six mois deux ans, la cause principale est le CO2 sur le tubing ou autres installations.

De dix vingt ans, la corrosion ne concerne que les structures et non les puits, du

moins pas de manire gnante d'un point de vue conomique (tubing rentabilis). La prvention On pratiquera une politique de prvention contre la corrosion face plusieurs situations.

Si la contrainte est telle qu'elle risque de compromettre la production.

Si elle reprsente un danger pour le personnel, le puits ou l'environnement.

Si la dure de vie du puits est rduite trop fortement.

Si les cots de rparation du puits ou du matriel s'avraient prohibitifs le moment venu.

Une fois le risque probable de corrosion identifi, le choix du mode de prvention reste dfinir. Il pourra tre choisi parmi les mthodes suivantes :

Emploi de matriaux non corrodables (inox, composites), onreux mais efficace.

Actions sur le procd (contrle du BSW, traitement du gaz en H2S et CO2), mais qui demande une rflexion lors du design des installations. On notera qu'en ce qui concerne le puits proprement parler, il faudra attendre les puits intelligents (sparation en fond de puits).

Traitements chimiques (avec leurs inconvnients habituels).

Protections cathodiques, plus pour les installations de surface.

D'une manire gnrale, on prfrera la solution non corrosive, car il s'agit d'une mthode passive sans besoin d'intervention en production et peu coteuse par rapport un work-over corrosion.




3.1.3. Les hydrates Les hydrates constituent un inconvnient majeur dans le monde ptrolier. On les retrouve dans tout systme o le gaz est prsent et les solutions misent en place pour lutter contre leur formation sont lourdes et onreuses. C'est pourquoi il convient de bien connatre leur fonctionnement afin d'agir au mieux.

Figure 7: Hydrate sortie dune gare

racleur Les hydrates sont des structures cristallines rsultant de la combinaison physique de molcules d'eau, d'hydrocarbures et d'autres (H2S, CO2, ...), dans certaines conditions de pression et de temprature. La premire tape de la formation des hydrates est la nuclation. Durant cette phase, les noyaux d'hydrates se groupent pour atteindre la taille critique.

Puis, le cristal de base ainsi form grossira par l'ajout de molcules d'eau (cristallisation) jusqu' atteindre l'quilibre thermodynamique. Figure 8: Formation des hydrates

NucleationNucleation

CrystallisationCrystallisation} KINETICKINETIC

THERMODYNAMIC EQUILIBRIUMTHERMODYNAMIC EQUILIBRIUM




On notera par consquent les principales contraintes qui gnrent des hydrates :

Une pression leve.

Une temprature basse.

Des obstacles, ou un brassage important favorisant la rencontre des diffrentes molcules (toutefois, un coulement fortement turbulent peut provoquer l'effet inverse en venant rompre les liaisons de la structure cristalline).

3.1.3.1. Modes de prvision Il existe deux approches permettant de prvoir la formation des hydrates. La premire est dite semi-empirique. C'est une mthode qui permet l'aide d'abaques (Katz, Campbell), d'estimer le domaine de formation. Toutefois, ces mthodes restent peu prcises, car elles utilisent des mesures exprimentales avec des dfinitions peu compltes concernant entre autres la composition de l'effluent ou la quantit d'eau en prsence. L'approche semi-empirique est donc principalement utilise pour une premire estimation mais ne conduit pas des rsultats aussi prcis tels qu'ils apparaissent suite une tude pousse ncessaire dans certains cas. Outre l'approche semi empirique, la connaissance du domaine de formation des hydrates dans une situation donne peut tre obtenue l'aide de la mthode analytique. Dans ce cas, on utilise des quations d'tat adaptes tout en tenant compte de diffrentes variables telles que les quantits d'eau en prsence ou l'utilisation d'inhibiteur. Ces calculs sont raliss l'aide de logiciels tels que SHG ou PRO II (sigle / acronyme du fournisseur), chacun ayant ses propres caractristiques.




3.1.3.2. Les solutions

HydratesHydrates

Domaine deDomaine deFonctionnementFonctionnement

Rose eauRose eau

TT

PP

DeshydratationDeshydratation

Contrle du domaineContrle du domaine InhibitionInhibition

Figure 9: Les solutions pour le problme d'hydrates

Pour s'opposer aux hydrates, diffrentes approches sont possibles. Chacune vise lutter contre l'un des paramtres de formation.

Prsence d'eau : dans ce cas, on veillera dshydrater le gaz, ce qui revient dplacer la courbe de rose eau et donc liminer toute prsence d'eau liquide dans le gaz.

Contrle du domaine : connaissant le procd et les diffrentes conditions en

pression et en temprature de l'effluent, cette solution est base sur un design appropri vitant les points risque.

Inhibition : c'est dire modifier la composition de l'effluent de manire dplacer

la courbe de formation d'hydrates. On notera que dans le domaine des inhibiteurs, on distingue plusieurs catgories (cintiques, mthanol, glycol ou les sels).




Chaque solution possde ses avantages et ses inconvnients. Ci-dessous, un tableau rsumant ces principales caractristiques.

CINETIQUE

METHANOL GLYCOL SELS

Quantit

FAIBLE

IMPORTANTE

Cots

IMPORTANT

FAIBLE

Rcupration

FAIBLE

IMPORTANTE

CAPEX

FAIBLE

IMPORTANT

OPEX

IMPORTANT

FAIBLE

Risques

VOLATIL

Corrosion

IMPORTANTE

Autres plus ECOULEMENT VISCOSIT

NATUREL

Table 1: Principales caractristiques solutions d'hydrates




3.2. PROBLMES PORTANT ATTEINTE LEFFICACIT DES PROCDS

3.2.1. Les mulsions

3.2.1.1. Quest ce quune mulsion ? Une mulsion est un mlange de deux liquides non miscibles dont lun est dispers sous forme de gouttes dans lautre. Cette dispersion est stabilise par des agents mulsifiants placs linterface. Le liquide dispers constitue la phase interne, lautre la phase externe. Sur les champs ptroliers, les mulsions sont constitues dhuile et deau. Conventionnellement, une mulsion huile dans eau est appele directe , une mulsion deau dans huile est appele inverse . Les agents mulsifiants les plus souvent rencontrs sont les corps polaires contenus dans les bruts, tels que les asphaltnes ou les rsines. Certains solides peuvent galement jouer ce rle (sable, argiles, paraffines ou produits de corrosion... ).

3.2.1.2. Origines des mulsions. Pour quil y ait mulsion, deux conditions doivent tre remplies : existence dune agitation suffisante pour disperser les deux phases, et prsence dagents mulsifiants capables de stabiliser la dispersion.

Lagitation est presque toujours prsente sur site (liaison couche-trou, activation, pompes, vannes, duses, accidents de conduites,...) .

La nature des stabilisants peut tre multiple :

surfactifs naturels tels que rsines, asphaltnes, acides naphtniques,

savons, ...

surfactifs ajouts tels que inhibiteurs de corrosion, bactricides, produits de nettoyage, rsidus dacidification de puits ....

particules solides, sables, argiles, produits de corrosion, paraffines,

asphaltnes....

fines bulles de gaz, provenant du gas lift ou dune dtente naturelle.




3.2.1.3. Comment sparer ? La sparation de lhuile et de leau suppose que deux conditions soient ralises :

la dcantation des gouttes

la rupture de lmulsion pour former une phase homogne. La dcantation est toujours base sur la loi de STOKES :

2*** dgKVd =

avec : Vd : vitesse de dcantation dune goutte de diamtre d, K : constante, g : acclration de la pesanteur, : diffrence de masse volumique entre les phases, d : diamtre de la goutte, : viscosit de la phase externe.

Lapplication de cette loi une goutte deau de 50 microns, dans une huile de viscosit 5 cPo et de masse volumique 850 Kg/m, donne une vitesse de dcantation de 2 mm/mn. Cette vitesse est trs faible et incompatible avec la compacit des quipements. Tous les procds de sparation, sont donc tudis pour augmenter cette vitesse ou favoriser la sparation par contact

la hauteur de sparation est favorise par lajout dinternes. Par exemple, une goutte pntrant entre deux plaques parallles va tre spare ds quelle aura atteint la plaque infrieure.

Le rapport Sh/Q = temps (de sparation/dcantation), peut tre augment par

fluxage ou rchauffage,

Les procds tendant augmenter le facteur g (Hydrocyclones) sont, pour linstant, peu utiliss en traitement dhuile.

laugmentation du diamtre des gouttes est le facteur le plus important. Le

diamtre intervient la puissance 2 dans la loi de Stokes. Trois procds permettent cette augmentation :

Lajout deau

La prsence dun champ lectrique puls

Linjection de produits chimiques.




Enfin, une fois dcantes, les gouttes doivent passer sous la forme dune phase homogne. Cette action sappelle la coalescence et est essentiellement favorise par les injections de produits chimiques. Si les gouttes dcantes ne coalescent pas, elles saccumulent linterface et forment un matelas dont lpaisseur saccrot.

3.2.1.4. Cas des mulsions dans les puits Lmulsion est favorise par le ratio gas lift inject / huile mais aussi par les impulseurs des PCI (Pompe Centrifuge Immerge). Le risque est plus fort avec un BSW lev, un brut paraffinique, la production de sable, une injection dinhibiteur de corrosion, une production de condensats. Lmulsion peut induire plusieurs problmes :

Une mauvaise performance du puits

Des problmes de sparation eau/huile et gaz Une mauvaise performance du puits

Lmulsion augmente significativement les pertes de charge le long du tubing. En cas de puits instable, cette perturbation se rajoute la perte de production due linstabilit. De plus, pour le gas lift, laugmentation de la contre pression dans le tubing rend plus difficile ou mme impossible le transfert de linjection gas lift la vanne de service. Linjection de gaz se faisant alors par une vanne suprieure, ceci rduit encore lefficacit et la production du puits. Une mulsion forte, si elle na pas t prvue, peut empcher une pompe PCI de dbiter. Il faut dans ce cas, prvoir une injection par liner de dsmulsifiant laspiration de la pompe.

Problme de sparation eau/huile et gaz

Lmulsion rend difficile la sparation eau / huile spcialement pour les bruts paraffiniques. Cela peut induire de plus fortes teneurs en hydrocarbures dans leau rejete. Une mulsion svre induit aussi du moussage et des difficults de sparation gaz - liquide. Cela peut entraner des risques de dclenchement de sparateur, ou induire un carry-over de lhuile avec le gaz ce qui peut affecter la qualit du fuel gas et des rejets indsirables latmosphre en cas de stockage.




3.2.2. Le Moussage Une mousse est une mulsion de gaz dans lhuile. Une mulsion dhuile dans le gaz est un arosol. Les arosols que lon rencontre sur les gaz condensat provoquent peu prs les mmes problmes que les mousses.

Figure 10: Le moussage

3.2.2.1. Pourquoi doit on les casser ? Comme pour les mulsions dans la sparation liquide/liquide, les mousses dtriorent la sparation gaz/liquide. Le moussage rend trs difficile la rgulation de niveau dun sparateur. Lentranement de liquide dans le gaz provoque le plus souvent des problmes dengorgement de scrubber, de protection des compresseurs, de mauvaise combustion la torche, de pollution des solvants de traitements de gaz. Lentranement de gaz dans le liquide provoque la cavitation des pompes de reprise, et peut crer des dgazages en aval dans des capacits non prvues cet effet.

3.2.2.2. Comment se crent elles ? Lors de la dtente de lhuile dans les vannes, et, peut tre, par agitation sur les puits activs par G-L (Gas Lift) ou PCI. Ce dernier phnomne nest pas clairement prouv.

3.2.2.3. Comment se stabilisent elles ? Idem comme pour les mulsions :

surfactifs naturels,

surfactifs ajouts,

FILM INTERFACIAL

GAZ

EPAISSEUR LIMITEe




particules solides,

gouttelettes deau.

3.2.2.4. Comment se sparent-elles ? La diffrence de densit entre le liquide et le gaz est telle que la floculation ne joue plus aucun rle, le gaz migre trs rapidement linterface. La coalescence des bulles est donc le facteur limitatif. Lhuile contenue dans le film interfacial est draine gravitairement, jusqu ce que lpaisseur du film soit suffisamment faible. A partir dune paisseur limite, le film se rompt et il y a coalescence.

3.2.2.5. Procds de sparation. Il ressort de ce qui prcde que les procds utiliss doivent avoir lune des deux actions :

augmenter la vitesse de drainage des films interfaciaux,

augmenter lpaisseur limite du film interfacial en dessous de laquelle il na plus de stabilit.

Augmentation de la vitesse de drainage des films interfaciaux.

Le moyen le plus simple, lorsque cela est possible, est de rchauffer le brut. Laugmentation de le temprature provoque labaissement de sa viscosit et donc amliore son coulement. Lamnagement de lentre du sparateur et en particulier du dflecteur, permet de provoquer la coalescence sous cisaillement. Certains fournisseurs proposent galement linstallation de cyclones. Linstallation dinternes favorisant la coalescence est galement possible (similaires aux matriaux olophiles utiliss en traitement deau). Par contre, les mats ou demisters installs sur la sortie gaz ne peuvent pas tre considr comme des procds de traitement des mousses, ils ne soignent pas le mal mais sa consquence : lentranement mcanique de vsicules liquides dans le gaz.

Augmentation de lpaisseur limite de rupture. Cela correspond diminuer la tension interfaciale huile/gaz. La temprature est, l aussi, un facteur favorable. Le procd le plus efficace est encore linjection de produits chimiques.




Les produits le plus couramment utiliss sont les huiles silicones (polysiloxanes). Dautres produits tels que les alcools lourds ou les fluoro-silicones ont galement une action mais sont en rgle gnrale moins efficaces. Les conditions dutilisation des produits sont les suivantes :

injection le plus prs possible de lentre du sparateur. Ces produits ne sont plus efficaces si ils sont trop mlangs avec le brut. Dans le cas (rare) o deux sparateurs en srie moussent, linjection doit tre effectue lentre de chacun deux.

dose faible dans le cas des huiles silicones, 2 3 ppm si le produit est pur, 4 5

ppm pour les produits commerciaux dilus.

10 20 ppm pour les produits autres que les huiles silicones. Les produits ne prsentent pas de phnomne de surdosage, cependant, leur dose dinjection doit tre contrle car ils provoquent de gros problmes dempoisonnement de catalyseur en raffinerie.

3.2.2.6. Conclusion. Le moussage peut tre une gne sensible en exploitation. Comme il est presque totalement imprdictible, il est rare que, de par leur conception, les sparateurs soient mme de lviter. Linjection de produits chimiques est un bon palliatif, peu coteux et gnralement trs efficace. Les seuls problmes difficiles sont rencontrs sur les bruts trs visqueux. Dans ce dernier cas seul le rchauffage peut le supprimer.




3.2.3. Floculation - coalescence. Ces deux phnomnes sont les cls de la grande majorit des dysfonctionnements nots sur les chanes de traitement et proviennent dune dfaillance du procd dans ces domaines. La floculation est laction de rapprocher des gouttes entre elles pour former des amas appels flocs. La coalescence correspond la rupture des films interfaciaux dans un floc, pour former une goutte unique de diamtre plus important.

Floc. Coales.

Figure 11: Floculation et coalescence La floculation amliore la dcantation, le floc constitu de plusieurs gouttes possde une vitesse de Stokes accrue par rapport aux gouttes prises individuellement. La coalescence amliore la dcantation lorsque elle a lieu dans un floc nayant pas encore atteint linterface (vitesse de Stokes), et complte la sparation en agissant dans le matelas dmulsion. La floculation est favorise par :

une agitation douce qui augmente la probabilit de rencontre des gouttes,

un champs lectrique puls,

une augmentation de la concentration des gouttes (probabilit de rencontre),

les produits chimiques spcifiques, base de surfactifs haut poids molculaire. La coalescence est favorise par :

les produits chimiques spcifiques, base de surfactifs faible poids molculaire,

les champs lectriques pulss crant une agitation dans les flocs.




3.3. DIFFRENTS TYPES DE PRODUITS CHIMIQUES Pour lutter efficacement, toute une gamme de produits est disposition de lexploitant pour rpondre ses besoins, cest ainsi que sont proposs :

des dsmulsionnants

des inhibiteurs de corrosion

des bactricides

des anti-dpts

des inhibiteurs de paraffines

des solvants de paraffines

des antimousses

des floculants

des deshuilants

des rducteurs doxygne

des produits de nettoyage




Prvention Produit inject Fonction Point

dinjection puits PCI

Point dinjection puits GL

Point

dinjection puits injection

eau

Paraffines Anti paraffines

Limiter dpts de paraffines

Dispersant de

paraffines

Aspiration PCI Dans EA1 NA

mulsions Dsmulsifiant

Rduire

viscosit des mulsions


Carbonates Inhibiteur de dpts

Limiter dpts dans jupe PCI ou dans TBG

Aspiration PCI Dans EA1 Amont puits

Corrosions Inhibiteur de corrosion

Empcher la formation de

corrosion

Aspiration PCI (idal au niveau

packer) Dans EA1 Amont puits

Hydrates Inhibiteur dhydrates

Empcher la

formation dhydrates

NA NA NA

Bactries

Bactricide

limination des bactries NA NA Amont puits

Asphaltnes Inhibiteur de dpts


dpts


Dpts sulfate Baryum

Inhibiteur de dpts


dpts

Rare


Table 2: Exemple de produits chimiques utiliss sur les puits producteurs / injecteurs




Nom Fonction Effluent Dose

SP 748 VD Solvant de paraffines Huile 40 ppm / HH PA 500 Anti-paraffine Huile 150 ppm / HA CW 288 Abaisseur point dcoulement Huile 100 200 ppm / HH

REPA 57 Abaisseur point dcoulement Huile 100 200 ppm / HH AP 104 Anti-paraffine Huile 30 100 ppm / HA

AM 2774 Anti-mousse Huile 5 20 ppm / HH TY 122 E Dsmulsifiant Huile 50 80 ppm / HH RP 1614 Dsmulsifiant Huile 80 100 ppm / HH GT 19 Dsmulsifiant Huile 20 60 ppm / HH BE 020 Dsmulsifiant Huile 100 ppm / HH

EC 1149 Anti-corrosion Huile 50 ppm / eau IDOS 162 Ant-dpts minraux Eau de production 10 ppm / eau IDOS 160 Ant-dpts minraux Eau de production 10 ppm / eau EC 6032 A Dshuilant Eau de rejet 10 ppm / HH

FL 78 Floculant Eau de rejet 10 ppm / eau EC 1186 A Anti-corrosion Eau dinjection 5 ppm / eau

NORUST SC 46 Anti-oxygne Eau dinjection 16 ppm / ppm O2 EC 9029 A Anti-mousse Eau dinjection 5 20 ppm / eau

DICB Terre diatome Eau dinjection Bactirep 3902 Bactricide Eau 500 ppm / eau Bactirep 4018 Bactricide Eau 500 ppm / eau

MDEA Absorbant des gaz acides TEG appoint ponctuel TEG (glycol) Dshydratant du gaz Gaz appoint ponctuel

Mthanol Anti-hydrates Gaz appoint ponctuel B 113 5% Anti-tartre Eau utilits 5 kg / 100 l

Chlorure de Ca Minralisant Eau utilits 17 kg / 100 l Carbonate de Na Eau utilits 3 kg / 100 l

RD 25 Inhibiteur de corrosion Eau de refroidissement 50.000 ppm

Table 3: Exemple de produits chimiques utiliss sur les procds de traitement huile/eau/gaz




3.4. EXERCICES 3. Quand et comment sont identifis les problmes poss par leffluent ?

4. Quels sont les Problmes portant atteinte lintgrit des quipements ?

5. Quels sont les Problmes portant atteinte lefficacit des procds ?

6. Citer les diffrents types de dpts minraux et organiques




7. Quels sont les facteurs favorisant la corrosion ?

8. Que sont les hydrates ?

9. Solutions pour sopposer aux hydrates ?

10. Quest ce quune mulsion ?




11. Conditions pour sparer les mulsions ?

12. Comment sparer les mulsions ?

13. Quest-ce que le moussage ?

14. Pourquoi doit-on casser les mousses ?




15. Quelles sont les 2 actions visant sparer les mousses ?

16. Comment augmente-t-on lpaisseur limite de rupture ?




4. REPRESENTATION ET DONNEES Nous dcrirons dans ce chapitre comment est reprsent le systme Injection Produits Chimiques du point de vue PROCESS sur les principaux documents mis la disposition de lexploitant.

Plan de circulation des Fluides (PCF/PFD)

Piping & Instrumentation Diagram (PID)

Systme Numrique de Contrle et de Commande (SNCC) ou (Digital Command System DCS) : cest le systme qui permet de piloter les installations distance. Localis en salle de contrle, il permet laccs diffrentes vues du process.

4.1. PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES Ce document dit lors de la phase projet, prsente sous format simplifi, les principales lignes et capacits process ainsi que leurs paramtres de fonctionnement principaux.

E

xplo

ratio

n &

Pro

duct

ion

Le P

roce

ss

Le

s P

rodu

its C

him

ique

s

Supp

ort d

e Fo

rmat

ion

EX

P-P

R-P

R06

0FR

D

erni

re

Rv

isio

n: 1

3/05

/200

7

Pag

e 36

de

110

Fi

gure

12:

PFD

- C

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Inje

ctio

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m

Gira

ssol

E

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n: 1

3/05

/200

7

Pag

e 37

de

110

Fi

gure

13:




4.2. PIPING AND INSTRUMENTATION DIAGRAM Ce document dit lors de la phase projet, prsente sous format beaucoup plus complexe que le PCF, toutes les lignes et capacits process ainsi que tous leurs paramtres de fonctionnement.

E

xplo

ratio

n &

Pro

duct

ion

Le P

roce

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Le

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rodu

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s

Supp

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R-P

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3/05

/200

7

Pag

e 39

de

110

Fi

gure

14:

P&

ID C

hem

ical

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n S

yste

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ioci

de -

Gira

ssol




4.3. FEUILLE DE DONNEES

Figure 15: Exemple typique d'une feuille de donnes dimensionnement




4.4. MATERIEL EXEMPLE

Figure 16: Exemples d'injecteurs




5. LE FONCTIONNEMENT

5.1. ACTIONS DES PRODUITS CHIMIQUES PRINCIPAUX

5.1.1. Floculation - coalescence Les produits chimiques sont quasiment toujours utiliss en exploitation pour amliorer la dcantation dans les procds physiques de floculation et de coalescence. Ils ont bien sr les actions floculantes et coalescentes dj mentionnes mais galement pour certaine dentre eux une action mouillante qui favorise le passage des solides en suspensions dans une des phases (par exemple dans leau pour les produits de corrosion, dans lhuile pour les paraffines cristallises). On appelle surfactif un produit qui dans sa structure possde une partie hydrophile (aimant leau), et une partie lipophile (aimant lhuile). Un tel produit prsent dans un mlange huile et eau ne peut aller qu linterface. Les produits commerciaux sont presque toujours des mlanges de surfactifs ayant chacun, une ou plusieurs des proprits mentionnes plus haut.

5.1.1.1. Les floculants Le rle floculant est donn par des molcules haut poids molculaire type rsine, possdant de nombreuses parties hydrophiles et lipophiles. Un tel produit, en prsence dune mulsion deau dans huile, va positionner ces parties lipophiles dans la phase huile, alors que les fonctions hydrophiles vont rechercher les interfaces dune ou plusieurs gouttes deau, le rsultat peut se reprsenter comme un collier de gouttes relies par un fil. Paradoxalement, si cette action provoque la floculation, les molcules vont encombrer linterface, si le floculant est prsent en trop grande concentration dans le brut, la coalescence sera difficile. Le surdosage de floculant, provoque des entranements deau dans lhuile.

5.1.1.2. Les coalescents Ce sont des surfactifs tout fait classiques (shampooing ou savon liquide) qui se placent linterface et rduisent la tension interfaciale. Ils ont des structures entirement quivalentes aux mulsifiants naturels prsents dans le brut. Simplement, un surfactif crant des mulsions eau dans huile possde une partie lipophile plus active que sa partie hydrophile.




Le coalescent ajout doit idalement compenser cet cart, et donc avoir une partie hydrophile prpondrante. Il rsulte quun bon coalescent deau dans huile est un bon mulsifiant dhuile dans leau. Un surdosage de ce type de produit entrane une mauvaise qualit de leau dcante.

5.1.1.3. Mouillants Les solides nayant gnralement pas daffinit particulire pour lhuile ou leau, sont presque toujours situs linterface. Ils diminuent la tension interfaciale et empche la coalescence par encombrement strique. Les agents mouillants sont des produits de type filmant, qui vont sadsorber sur les parois des solides en suspensions. La partie de leur molcule qui nest pas adsorbe peut tre soit hydrophile soit lipophile. Le rsultat fait que le solide devient entirement mouillable une des phases, et donc, quitte linterface.

5.1.1.4. Utilisation des produits chimiques. Il rsulte de ce qui prcde que les produits chimiques sont trs spcifiques. Chacun des lments ci dessous influent sur leur choix et leur dose dutilisation :

nature du brut, chaque brut ses surfactifs naturels spcifiques,

nature de leau, la force ionique de leau influe sur le caractre hydrophile du produit,

temprature de traitement, les caractres hydrophiles et lipophiles voluent

diffremment avec la temprature,

prsence et qualit des matires en suspensions, lagent mouillant est spcifique aux solides quil doit filmer,

granulomtrie de lmulsion et teneur en eau,

point dinjection,

type de procd,

Pour ces trois derniers points, la spcificit du produit va tre le meilleur quilibre entre les caractristiques floculantes et coalescentes demandes. En conclusions, il est difficile de donner des consignes gnrales de choix et dutilisation des produits chimiques.




On peut tout au plus mentionner les ides suivantes :

le choix dun produit par des moyens de laboratoire est difficile voire impossible. La slection par bottle tests nglige les trois derniers points ci dessus, la reproductibilit de la granulomtrie de lmulsion est contestable. Un bottle test doit tre considr comme un moyen dliminer les produits dont lefficacit est incompatible avec la nature chimique du brut et de leau de gisement.

le choix dfinitif dun produit doit se faire par test grandeur nature sur site, dans

les conditions relles du traitement.

Le surdosage existe. Sil se traduit par une dtrioration simultane des qualits de lhuile et de leau, alors il suffit de rduire linjection. Par contre si un seul de ces paramtres se dgrade, la qualit du produit est en cause.

Le point dinjection est un paramtre important. Le changement du point

dinjection peut ncessiter un changement de produit et rciproquement.

5.1.2. Dsmulsionnats Les dsmulsionnants sont des composs qui, injects en trs faible quantit, se dispersent dans lmulsion, diffusent jusqu linterface eau/huile et jouent le rle de dstabilisants. Leurs mcanismes daction sont de plusieurs types :

Diminution ou annulation des charges lectrostatiques responsables des rpulsions entre les gouttelettes.

Modification de la mouillabilit des particules solides adsorbes linterface.

Modification de la viscolasticit du film interfacial.

Les composs dsmulsionnants comportent une chane hydrocarbone lipophile et un groupement hydrophile, ce qui leur confre des proprits tensioactives. Ils peuvent tre classs en 3 catgories, suivant la polarit de leurs groupements hydrophiles :

Anioniques

Cationiques

Non ioniques (cette catgorie est de loin la plus utilise).




5.1.3. Inhibiteurs de corrosion Les inhibiteurs de corrosion sont des substances qui, ajoutes en faibles quantits au milieu agressif, limitent sa corrosivit dans des proportions considrables. Ces produits doivent tre particulirement actifs pour pouvoir tre utiliss des doses trs faibles, et suffisamment neutres pour ne pas modifier de faon significative les proprits physico-chimiques des effluents. Ils doivent galement possder des proprits de nature faciliter leur utilisation dans des conditions souvent difficiles. Ils se dposent la surface du mtal et empoisonnent le processus de corrosion. Suivant les produits et les milieux considrs, le dpt peut tre organique ou minral, pais ou mono molculaire, adhrent ou faiblement adsorb. Linhibiteur peut sabsorber, soit sans modification, soit aprs raction, avec le milieu corrosif ou les produits de corrosion dposs sur le mtal. Linhibition peut tre due une isolation physique du mtal (par dpt protecteur) ou au blocage chimique dune au moins des ractions participant au processus de corrosion. Souvent un seul produit peut prsenter plusieurs modes dactions. Cest le cas par exemple de linhibition de la corrosion de lacier en milieu sulfhydrique par des composs cationiques.

5.1.4. Bactricides Le mode daction est variable suivant les constituants chimiques des diffrentes formulations. Comme les eaux traites contiennent toujours plusieurs espces de micro-organismes, la composition des bactricides est ajuste pour assurer un large spectre dactivit. Les bactricides contiennent une ou plusieurs des familles de composs suivants :

Amines grasses et drives

Composs azots cycliques

Drivs nitrs

Htrocycles soufre-azote

Aldhydes Le pouvoir tensioactif de la plupart des bactricides joue galement un rle important ; il empche laccrochage des bactries sur les surfaces mtalliques et permet la destruction des tubercules. La plupart des bactricides possdent galement dimportantes proprits inhibitrices de la corrosion.




5.1.5. Solvants de paraffines Utiliss de manire curative, ces produits agissent sur des dpts dj forms. Il est ncessaire de laisser le produit en contact avec le dpt une quelques heures afin quil dissolve les paraffines. Ce traitement peut tre utilis avant un traitement mcanique, le ramollissement du dpt par effet solvant rendant le passage du racleur plus efficace.

5.1.6. Dispersants de paraffines Contrairement au prcdent, ces produits ont une action prventive. Ils nempchent pas linsolubilisation des paraffines de se produire, mais rduisent ou liminent la croissance des germes cristallins. Ce sont des macromolcules de structure voisine de celle des paraffines, mais qui comportent des groupes polaires en bout de chane. Leur identit de structure les fait participer la cristallisation. Ils peuvent mme linitier en jouant le rle de germes, mais les groupes polaires se situant en bout de chanes crent des forces de rpulsion qui empchent les microcristaux de paraffines de crotre. Ainsi les paraffines insolubilises restent disperses dans le brut sous forme collodale.

5.1.7. Antidpts Ces composs absorbent sur les sites de croissance des germes de cristallisation. La croissance cristalline est inhibe ou pour le moins rendu dsordonne et les prcipits, quand ils se produisent, ne forment pas de dpt adhrant.

5.1.8. Exemples typiques de produits utiliss en exploitation

5.1.8.1. Traitement effluent sparation Ces produits ont pour vocation de faciliter la sparation huile et eau de l'effluent produit Dsmulsifiant : PROCHINOR CB 214

La fonction du dsmulsifiant est de casser les mulsions huile/eau afin de faciliter la dcantation de l'eau Ce produit est inject typiquement de 10 30 ppm




Antimousse : PROCHINOR AM2774

La fonction est d'viter le moussage du brut au dernier tage de sparation Ce produit est inject en continu 7ppm / huile hydrate (huile + eau)

Dshuilant : PROCHINOR FL78

La fonction du dshuilant est de floculer les gouttelettes dhuile afin de faciliter leur sparation de leau de production. Ce produit est inject en continu 15 ppm / eau produite

5.1.8.2. Traitement eau d'injection Floculant : Polyelectrolite : SOLISEP MPT 150

Le polyelectrolite est un floculant permettant damliorer le seuil de filtration des MMFF (Multi-Media Fine Filters). Il est inject en amont des MMFF 5 ppm / eau filtre

Antioxygne et dchlorinateur : Bisulfite : DCL 30

La fonction essentielle du bisulfite est dliminer le chlore rsiduel en aval des tours de dsaration, il permet galement de supprimer loxygne Ce produit est inject en continu 14 ppm / eau traite

Attention : un excs de bisulfite (> 4ppm) en aval du traitement nest pas acceptable car corrosif.

Antidpts : HYPERSPERSE MDC 150

La fonction de lanti-dpts est de retarder la formation de dpts solides dans le concentrt, sulfates et carbonates afin dviter de colmater les membranes et les installations dvacuation. Ce produit est inject en continu 6 ppm / eau traite




Biocide non oxydant : Biomate MBC 881

Traitement prventif pour viter la formation de foyers bactriens anarobie au niveau des membranes. Traitement hebdomadaire par batch : heure 400 ppm Ce traitement est totalement dconnect des traitements antibactriens effectus en aval pour prvention de la corrosion et du souring.

5.1.8.3. Traitement eau de relevage Le systme de protection des tuyauteries contre les coquillages par lectrolyse du sel contenu dans leau de mer, permet dviter au maximum la fixation, la prolifration et le grossissement des coquillages dans les tuyauteries eau de mer, les rfrigrants, les vannes, etc.

Air

GX901B

Air

GX901C

Air

M GX901D

Air

M GX901E

M

Air

GX901A

MM

Rseauchlore

Utilits

7 000 m3/j

Eau pour boucle froide

115 000 m3/j

Eau pour injection

96 000 m3/j

Air

GX901B

Air

GX901C

Air

M GX901D

Air

M GX901E

M

Air

GX901A

MM

Air

GX901B

Air

GX901C

Air

M GX901D

Air

M GX901E

M

Air

GX901A

MM

Rseauchlore

Rseauchlore

Utilits

7 000 m3/j

Utilits

7 000 m3/j

Utilits

7 000 m3/j

Utilits

7 000 m3/j


115 000 m3/j


115 000 m3/j

Eau pour injection

96 000 m3/j

Eau pour injection

96 000 m3/j

Figure 17: Rseau chlore Il permet un meilleur coulement du fluide. Il vite lencrassement des rouets de pompes, leffet de cavitation des pompes du un rtrcissement des tuyauteries daspirations. Oxydant puissant, le chlore a une triple fonction :

Antifouling (anti encrassement, anti salissure),

aide la filtration,

bactricide.




Son action est proportionnelle sa concentration et au temps de contact. La premire est limite pour des raisons de corrosion, le second par la dsoxygnation. Les eaux de surface sont de qualit trs variable et sont quasi satures en oxygne dissous. On vitera les trs fortes teneurs en MES (Matire En Suspension), les quipements de filtration utiliss tant des "clarificateurs". La chloration place en amont permet d'assurer la fonction antifouling et procure le temps de contact maximal pour les fonctions aide la filtration et bactricide.

0 m

MM

lectrochlorationUB 901

Filtration de l eau de refroidissement

UB 902

Filtration de l eaud injection

UB 903

Filtration de l eau des utilits

UB 905

-38 m

-90 m

7390 m3/j7390 m3/j

96410 m3/j96410 m3/j

114 300 m3/j114 300 m3/j

0 m

MM

-20 mGX 901 A/B/C/D/E

GX 902 A/B

Figure 18: Traitement eau de relevage




5.1.8.4. Traitement pour protection des quipements liminateur de O2 (O2 scavenger) eau de lavage : DCL 30

Suppression de loxygne dissous dans leau de lavage lorsque linjection deau est arrte. Prconisation dinjection 100 ppm / eau de lavage

Antidpt eau de lavage : HYPERSPERSE MDC 150

Produit inject dans leau de lavage pour viter la formation de dpts dans les installations en aval lorsque linjection deau est arrte et que leau de lavage utilise est de leau de mer non dsulfate. Ce produit est inject en continu 6 ppm / eau de lavage

Bactricide installations de surface : BACTIREP 3918 S ou 4018

Injection curative pour dtruire une ventuelle formation bactrienne dans le fond des ballons de production. Traitement par batch : 500 ppm/eau pendant 5 heures

Antidpts / anticorrosion : subsea CORIDOS 713

Produit multifonction anti-corrosion et anti-dpt (40% solvant, 20% anti-dpt et 40% anti-corrosion). Lobjectif de cette injection est de protger les installations sous-marines (tubing, ttes de puits, manifolds et collectes contre les risques de dpts (carbonates et sulfates) et contre la corrosion (surtout protection des lignes contre lrosion corrosion lapproche du FPSO - Floatiing Production Storage Offloading - o les vitesses sont leves) Dbit maximum de 60 l/h pour inhibiteur bi-fonction Dbit maximum de 120 l/h si un anti-asphaltne doit tre incorpor dans la formulation Injection priodique dun solvant pour maintien de linstallation en tat de service particulirement des vannes




Bactricide collectes subsea huile : Bactirep 3918 SM et 4018 M

Injection prventive ou curative pour prvenir ou dtruire les ventuelles formations bactriennes dans les lignes de production sous marines (manifolds, bundles, risers). Linjection se fait en tte de puits via la CIVB (Control Injection Valve B) Compte tenu des vitesses dans les lignes sous marines, il est peu probable quil y ait un dveloppement bactrien, le traitement ne sera donc fait que si une pollution est dtecte.

Une consigne danalyse systmatique devra tre intgre la procdure de raclage. Attention : Ne pas laisser le rseau sous produit chimique aprs premire utilisation. Balayer la ligne avec MEG (Mono thylne Glycol).

Bactricide injection eau: Bactirep 3918 S et 4018

Injection continue 20 ppm pendant 3 mois (raccordement de tout nouveau puits) Traitement batch : 5h 400 ppm 2 fois par mois ds linterruption de linjection continue.

Stabilisateur de pH dshydratation : MDEA (Mthyl Di Ethanol Amine)

Environ 0.2 % de MDEA par rapport au volume total de TEG (Tri Ethylne Glycol), puis ajustement en fonction de lvolution du pH

Anticorrosion et stabilisation de pH pour Boucle eau chaude et eau froide : BP5221E

Produit anticorrosion spcifique de traitement eau de chaudire. Injection prventive ou curative pour prvenir la corrosion en milieu ferm des boucles eau chaude ou eau froide. Prconisation : Injection de Phosphate trisodique afin dobtenir un pouvoir alcalin de 25 meq/l (800 mg/l) et maintenir une teneur en sulfite suprieure de 30 60 ppm.




Solvant de balayage des lignes chimiques : SQ29 et/ou MEG

Solvant de nettoyage, ou laisser dans la ligne entre deux injections (voir prconisations biocide lignes de production Bactirep 3918 SM ou 4018 M). Produits compatibles avec tous les produits utiliss au dmarrage de Girasssol (Girassol titre dexemple) en injection dans les circuits de distribution subsea. Ils sont utiliss pour maintenir en opration les circuits avant utilisation des produits spcifiques pour le traitement des fluides en exploitation. Le SQ 29 sera slectionn pendant la priode de dmarrage si le PD 68K est inject. Il offre la meilleure compatibilit avec le PD 68K et le Coridos 713. Il sera utilis pour balayer le circuit de distribution de produit chimique CIVD (Control Injection Valve D), avant mise en place du produit de traitement. A terme, il sera remplac par le MEG (Mono thylne Glycol). Nota : en cas de changement de produit chimique, la compatibilit avec les solvants sera vrifie, ainsi que la compatibilit avec les produits quils seront amens remplacer.

Anti paraffine : PD 68K ou formulation lidentique

Afin de minimiser le risque de dpt de paraffines pendant la priode initiale de dmarrage (nombreux arrts intempestifs prvoir), une injection en continue est envisage sur les premiers puits dmarrs. Prconisation GIRASSOL : Injection 250 ppm danti paraffine sur la base dune production de 500 m3/j pendant la priode de dmarrage




5.2. EXERCICES 17. Quelles sont les actions des dsmulsionnats ?

18. Quelles sont les actions des inhibiteurs de corrosion ?

19. Quelles sont les actions des bactricides ?

20. Quelles sont les actions des solvants de paraffines ?

21. Quelles sont les actions des dispersants de paraffines ?

22. Quelles sont les actions des anti dpts ?




6. LES PRODUITS CHIMIQUES ET LE PROCESS

6.1. LOCALISATION ET CRITICITE Toutes les fonctions sont essentielles pour la production si lon considre quelles sont ncessaires pour raliser les spcifications requises du produit en sortie. Dans la chane dexploitation des hydrocarbures, linjection de produits chimiques participe la rduction voire llimination de problmes portant atteinte lintgrit des quipements et lefficacit des procds. Et de ce fait, lintgrit de la fonction est critique pour la production car mme si elle intervient souvent quelques temps aprs le dmarrage de lexploitation pour certains des produits injects, elle participe activement au maintien du traitement des effluents en mode normal.

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6.2. EXERCICES 23. Indiquez sur le schma o se trouvent les injections de produits chimiques METTRE SCHEMA




7. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT

7.1. OPERATION NORMALE Le suivi des paramtres de fonctionnement des units dinjection de produits chimiques est primordial. En effet selon le type de produit inject, la rponse en terme de mauvais fonctionnement des systmes traits peut tre immdiate ou alors trs longue dtecter et peut engendrer des consquences trs graves (perte de puits, manques produire irrmdiables, arrts dinstallation, etc..). Les systmes dinjection de produits chimiques doivent tre considrs comme des units principales . Une injection mal ajuste peut coter normment dargent.

7.1.1. Pompe volumtrique

Vrifier si elle dbite. Dans certains cas on peut voir les -coups de la pompe sur le manomtre.

Vrifier si les manomtres sont bons (tat / chelle

/ vanne ouverte / non bouch).

Vrifier la pression du rseau dans lequel elle injecte. (Pression de refoulement).

Vrifier que la soupape refoulement ne fuit pas

que le produit ne tourne pas en rond

Vrifier si le moteur tourne (ventilateur tourne? grille non obstrue).

Vrifier que le filtre aspiration est propre.

Figure 20: Pompe volumtrique

Dans le cas dune pompe volumtrique le dbit est toujours gal au volume dplac par son piston multipli par la cadence de la pompe multipli par le temps. Le dbit dpend donc du diamtre du piston, de la longueur de sa course et de la cadence de la pompe. Les variations de dbit ne peuvent donc tre dues qu' des fuites :

de la tuyauterie ou de la pompe (rares et facilement dtectables).




de la soupape plus difficilement dtectables (la soupape refoulant gnralement

l'aspiration de la pompe).

des clapets plus frquemment (difficile dtecter la seule indication tant la diminution du dbit).

7.1.2. Jaugeage a lprouvette Lors d'un jaugeage l'prouvette la pompe aspire dans l'prouvette au lieu de la cuve. Le remplissage de l'prouvette se fait par gravit depuis la cuve par la mme ligne que l'aspiration de la pompe. La vitesse de ce remplissage peut indiquer un bouchage partiel (voir mme total) de la ligne. En chronomtrant la vidange d'une certaine quantit de produit on calcule le dbit. La mesure se faisant en un temps court avec une petite quantit de produit, une petite erreur de mesure ramene sur la journe peut aprs le calcul tre importante.

Figure 21: Jaugeage a lprouvette D'ou l'importance de faire prcisment :

la lecture du niveau dans l'prouvette au dbut de la mesure

la lecture du niveau aprs

le chronomtrage prcis

remplir l'prouvette au dessus du repre haut

ouvrir la vanne d'aspiration de la pompe sur l'prouvette

fermer la vanne daspiration de la cuve

dclencher le chrono au passage du repre haut

le re-dclencher au passage du repre bas

re-disposer l'aspiration sur la cuve

Cette mesure ne donne que le dbit l'instant T. La rptition des mesures affine la prcision. Certaines prouvettes donnent directement la valeur dinjection (ltr/jr) sur un chronomtrage dune minute.




7.1.3. Barmage des cuves Un barmage prcis des cuves et des lectures du niveau espaces permettent une mesure juste mais peu frquente. Ceci peu permettre d'ajuster les dbits mais de dtecter les dysfonctionnements trop tard. Le barmage peut se dterminer avec les dimensions de la cuve et un abaque, les cuves cloisonnes runies dans une mme capacit sont difficiles mesurer. L'idal est de remplir la cuve avec un compteur prcis et de reprer au fur et mesure les diffrentes ctes correspondant aux diffrents volumes. Cette opration peut tre fastidieuse mais se fait une bonne fois pour toutes. Maintenant les cuves sont gnralement barmes correctement et le problme ne se pose plus.

7.1.4. Rglage des dbits Ils se font par ajustement des verniers et par approches successives. Vrifis par jaugeages l'prouvette puis confirms par jaugeage la cuve. Exemple de calibration des dbits de CORRIDOS inject par puits :

Ouvrir la vanne 3 pour remplir lprouvette gradue Faire INHIBER en salle de contrle la fin de course fermeture de la vanne 2 HZL2 Fermer la vanne 2 Le dbit mesur correspond la somme des dbits de CORRIDOS injects par puits :

Qv total 1 Demander la salle de contrle la fermeture de linjection sur 1 puits par la CIV-D (Control Injection Valve D) Attendre 10 / 15 mn de stabilisation, le dbit mesur correspond Qv total 2 Le dbit de CORIDOS du puits ferm Qv = (Qv total - 1) - (Qv total - 2) Pour remplir l' prouvette, ouvrir la vanne 2, en salle de contrle l' ouverture de la vanne 2 dmarre une temporisation qui maintient l' inhibition du HZL - 2, aprs la temporisation coule, l' inhibition est enleve automatiquement.




Il faut donc refermer la vanne 2 avant la fin de linhibition, trs difficile savoir lextrieur, donc informer la salle de contrle avant fermeture de la vanne 2 pour sassurer de ltat de linhibition

Figure 22: Skid de CORRIDOS

Remarque:

Cette opration peut se faire lors du changement d'une vanne Mandeville*, dans ce cas, avec lassistance du ROV (Remote Operated Valve), il faudra contrler le dbit sur plusieurs positions de la vanne de 1 10

Cette opration peut se faire suite un manque d'injection sur 1 puits,

dans ce cas, avec l'assistance du ROV, il faudra contrler le dbit sur plusieurs positions de la vanne de 1 10 pour confirmer ou non le changement de la vanne Mandeville

* La vanne Mandeville est une rfrence vendeur pour une vanne typique dinjection de produits chimiques sur tte de puits sous-marines (grands fonds)

XX sec avant secu normal

PIC 8489

Collecteur D Commun aux puits

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7.1.5. Nettoyages des filtres et des cuves Ils doivent tre aussi frquents que possibles. Les appoints dans les cuves doivent se faire au travers du filtre pour liminer les dpts. Les bouchages de lignes et de filtres ou les fuites des clapets tant les principales causes de dbit incorrect. Les dpts sur les clapets de la pompe o plus rarement des soupapes occasionnent des fuites. Les soupapes peuvent s'ouvrir lors des tests de dbit par fermeture de la vanne refoulement, donc, veuillez prendre une attention particulire la manuvre de ces vannes refoulement car une soupape fuyarde peut entraner une svre diminution de dbit inject.

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Documents

Les Produits Chimiques