Les Produits Chimiques
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LE PROCESS LES PRODUITS CHIMIQUES
SUPPORT DE FORMATION Cours EXP-PR-PR060 Révision 0.1
Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques
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. PROBLÈMES PORTANT ATTEINTE À L’INTÉGRITÉ DES ÉQUIPEMENTS ........12 3.1.1. Les dépôts ........................................................................................................12 3.1.1.1. Les dépôts minéraux..................................................................................12 3.1.1.2. Les dépôts organiques ...............................................................................14 3.1.2. La corrosion ......................................................................................................15 3.1.3. Les hydrates .....................................................................................................17 3.1.3.1. Modes de prévision ....................................................................................18 3.1.3.2. Les solutions ..............................................................................................19 3.2. PROBLÈMES PORTANT ATTEINTE À L’EFFICACITÉ DES PROCÉDÉS ............21 3.2.1. Les émulsions...................................................................................................21 3.2.1.1. Qu’est ce qu’une émulsion ? ......................................................................21 3.2.1.2. Origines des émulsions. .............................................................................21 3.2.1.3. Comment séparer ? ...................................................................................22 3.2.1.4. Cas des émulsions 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 créent elles ?.........................................................................24 3.2.2.3. Comment se stabilisent elles ?...................................................................24 3.2.2.4. Comment se séparent-elles ? ....................................................................25 3.2.2.5. Procédés de séparation. ............................................................................25 3.2.2.6. Conclusion. ................................................................................................26 3.2.3. Floculation - coalescence. ................................................................................27 3.3. DIFFÉRENTS 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. Désémulsionnats ..............................................................................................44 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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5.1.3. Inhibiteurs de corrosion ....................................................................................45 5.1.4. Bactéricides ......................................................................................................45 5.1.5. Solvants de paraffines ......................................................................................46 5.1.6. Dispersants de paraffines .................................................................................46 5.1.7. Antidépôts.........................................................................................................46 5.1.8. Exemples typiques de produits utilisés en exploitation .....................................46 5.1.8.1. Traitement effluent séparation....................................................................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 équipements .............................................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 volumétrique.........................................................................................57 7.1.2. Jaugeage a l’éprouvette ...................................................................................58 7.1.3. Barêmage des cuves ........................................................................................59 7.1.4. Réglage des débits ...........................................................................................59 7.1.5. Nettoyages des filtres et des cuves ..................................................................61 7.2. SECURITE DES OPERATIONS .............................................................................64 7.2.1. Compatibilité et miscibilité ................................................................................64 7.2.2. Identification des produits dangereux ...............................................................66 7.2.3. Symbolisation des dangers...............................................................................66 7.2.4. Les incompatibilités de stockage ......................................................................70 7.2.5. Précautions d’emploi ........................................................................................71 7.2.5.1. Produits à caractère cationique C1 C2.......................................................71 7.2.5.2. Produits non ioniques NI ............................................................................72 7.2.5.3. Produits à caractère 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 opératoires des pompes. ................................................................83 8.1.5. Filtres pour injection subsea. ............................................................................84 8.1.6. Contrôle ............................................................................................................84 8.1.7. États du système. .............................................................................................84 8.2. MISE À DISPOSITION (MAD).................................................................................85 8.2.1. MAINTENANCE 1er DEGRE.............................................................................85 8.3. EXERCICES ...........................................................................................................86 9. TROUBLESHOOTING...................................................................................................88 9.1. CONSÉQUENCES SUITE À PROBLÈMES ET ARRÊTS.......................................88 9.1.1. Conséquences traitement effluent (séparation) ................................................89 9.1.1.1. Désémulsifiant............................................................................................89 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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9.1.1.2. Anti mousse ...............................................................................................89 9.1.1.3. Déshuilant ..................................................................................................89 9.1.2. Conséquences traitement eau d'injection .........................................................89 9.1.2.1. Floculant : Polyelectrolite ...........................................................................89 9.1.2.2. Antioxygéne et déchlorinateur : Bisulfite ....................................................90 9.1.2.3. Anti dépôts .................................................................................................90 9.1.2.4. Biocide non oxydant...................................................................................90 9.1.3. Conséquences traitement eau de relevage ......................................................90 9.1.3.1. Antifouling ..................................................................................................90 9.1.4. Conséquences traitement pour protection des équipements ............................91 9.1.4.1. Bactéricide installations de surface ............................................................91 9.1.4.2. Antidépôts / anticorrosion subsea ..............................................................91 9.1.4.3. Bactéricide collectes subsea huile .............................................................91 9.1.4.4. Bactéricide 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 D’EXPÉRIENCE FILIALE........................................................................92 9.3. EXERCICES ...........................................................................................................96 10. GLOSSAIRE ................................................................................................................97 11. SOMMAIRE DES FIGURES ........................................................................................98 12. SOMMAIRE DES TABLES ..........................................................................................99 13. CORRIGE DES EXERCICES ....................................................................................100
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1. OBJECTIFS Le but de ce cours est de permettre à un futur opérateur de comprendre les bases dans le domaine des produits chimiques employés sur site. Pour ce, il devra être à même de : •
Énumérer les fonctions générales des produits chimiques dans le domaine pétrolier
•
Citer les différents problèmes nécessitant l’emploi de produits chimiques
•
Associer un type de produit chimique avec le problème rencontré afin de résoudre ce même problème
•
Identifier sur site et sur plans les différentes unités de traitement utilisant les produits chimiques
•
Expliciter les actions des produits chimiques
•
Identifier les équipements typiques nécessaires à l’injection de produits chimiques
•
Nommer les risques que présente chaque type de produit chimique
•
Interpréter les feuilles de données (data Sheets ou MSDS pour Material Safety Data Sheet) inhérente à chaque produit ou type de produit
•
Opérer une unité de produits chimiques en toute sécurité
•
Manipuler, stocker les différents produits
•
Transvaser, connecter, mettre en service un produit chimique quel qu’il soit
•
Conduire une unité d’injection en salle de contrôle et sur site
•
Interpréter les problèmes pouvant survenir dans les unités d’injection et être à même d’intervenir tout au moins en premier niveau de maintenance
•
Interpréter les conséquences d’une erreur de manipulation de produits chimiques
•
Calculer, évaluer, les quantités d’un type de produit en fonction du process à « curer »
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2. LES FONCTIONS DES PRODUITS CHIMIQUES Une part importante des difficultés technologiques liées à l’industrie pétrolière provient de la nature des effluents produits et traités. Les problèmes à résoudre sont variés ; citons parmi les plus fréquents : les émulsions d’eau dans les pétroles bruts, la salinité des bruts, les dépôts de paraffines, les dépôts de sels minéraux, la corrosion, les nuisances d’origine bactérienne, la pollution des eaux par les hydrocarbures.
Figure 1: Injection des produits chimiques Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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L’utilisation d’additifs chimiques représente souvent la solution la plus économique et quelques fois même, la seule action efficace. Toute une gamme de produits est à disposition de l’exploitant pour répondre à ses besoins/ : des dessalants-désémulsionnants des inhibiteurs de paraffines des anti-dépôts des inhibiteurs de corrosion des réducteurs d’oxygène des bactéricides des floculants des antimousses des formulations diverses. Les produits chimiques sont injectés à différents endroits de la chaîne de traitement de l’huile, du gaz et de l’eau. Ils vont concourir à une aide et une optimisation du traitement pour avoir des produits finis respectant les spécifications requises. Se reporter aux cours PROCESS pour avoir une définition précise des différentes spécifications requises des produits finis «huile », « eau », et « gaz ».
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M
ROV
I R C D
P 101
Production
I R C D
CIV D
CIV B
CIV C
CIV B
I R C D
CIV D
P 203
IRCD
I R C D
M
CIV C
CIV B
DA 401
Mandeville
CIV D
IF 402
DS 302
GX 841 A/B
TA 841 A/B/C
Désémulsifiant
Mandeville
Mandeville
DS 303
GX 301 A/B/C
I R C D
M
IF 860 A/B
GX 860 A/B
M
TA 860 A//D
Biocide
DS 305
Header D
Header C
Header B
GX 842 A/B
TA 842 A//D
Biocide
I R C D
M GX 845 A/B
DS 306
TA 845
Anti-dépot
IF 861 A/B
M
GX 861 A/B/C
IF 862 A/B
M
TA 861 C/D
GX 862 A/B/C
INJECTION PRODUITS CHIMIQUE
Eau de mer
Mélange TA 861 A/B
GX 702 A/B
GX 843 A/B
M
TA 843
Anti O²
Figure 2: Exemple réseau injection produits chimiques sur GIRASSOL
CIV C
P 102
GX 844 A/B
M
TA 844 A/B
Déshuilant
DS 304
IF 401
DS 301
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GL
I R C D
Réseau GL
GX 840 A/B
TA 840
Anti-mousse
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2.1. EXERCICES 1. Quels sont les problèmes à résoudre les plus fréquents ?
2. Quels sont les produits chimiques employés en exploitation pétrolière ?
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3. LES DIFFERENTS TYPES L’exploitation des hydrocarbures est grande consommatrice de différents types de produits chimiques. Chaque produit a une, voire plusieurs fonctions afin de pallier aux différents problèmes d’exploitation rencontrés. Ces problèmes sont identifiés à chaque début de développement de champs d’hydrocarbures. Un rapport de chimie de production est alors édité suite à l’analyse des fluides en place dans le réservoir et ce rapport reprend les problèmes que l’on rencontrera avec le traitement des fluides rencontrés.
Figure 3: Extrait d'un rapport de chimie de production
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Nous détaillerons dans un premier temps les différents problèmes rencontrés, puis les produits chimiques associés. Les problèmes à résoudre sont variés ; citons parmi les plus fréquents : Problèmes portant atteinte à l’intégrité des équipements : les dépôts la corrosion les hydrates Problèmes portant atteinte à l’efficacité des procédés : les émulsions d’eau dans les pétroles bruts, le moussage la salinité des bruts, les nuisances d’origine bactérienne, la pollution des eaux par les hydrocarbures.
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3.1. PROBLÈMES PORTANT ATTEINTE À L’INTÉGRITÉ DES ÉQUIPEMENTS 3.1.1. Les dépôts Indésirables, les dépôts viennent changer considérablement le bon fonctionnement des installations (modification des écoulements, bouchages, etc.). Ils sont généralement classés en deux catégories: Les dépôts minéraux. Les dépôts organiques. 3.1.1.1. Les dépôts minéraux Dans la catégorie des dépôts minéraux, on retrouve trois sous ensembles : Les sulfates. Les carbonates. Les savons de calcium. Les sulfates Les sulfates proviennent d'un mélange de deux eaux. L'une avec des ions alcalino-terreux (baryum, strontium, calcium) et l'autre avec des ions sulfates (SO4). Le dépôt se constitue donc au moment du mélange et une de ses caractéristiques principales est une cinétique de formation immédiate. On les retrouve dans la formation (à 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: Dépôt de sulfates Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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D'une manière générale, les sulfates alcalino-terreux ne sont pas solubles par les acides. Par conséquent on utilisera un inhibiteur de formation que l'on injectera en premier de manière à créer 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 durée de la protection dépend des concentrations, des propriétés de la roche ainsi que des hétérogénéités de la formation (variable de 15 jours à 1 an). Les carbonates Les carbonates sont dus à une précipitation par départ de CO2 équilibrant, par augmentation de la température 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 dépôts privilégiées : la LCT (Liaison Couche Trou), le tubing et la duse de production. L'effet inverse de la pression et de la température rend la prévision de formation difficile, c'est pourquoi on cherchera plutôt à utiliser un traitement préventif. Pour cela, une conception astucieuse des installations (en tenant compte de la température (isolation) et des teneurs en CO2) reste la meilleure approche pour lutter contre les dépôts de carbonate. Le cas échéant, on pourra utiliser des inhibiteurs (retardateurs de cristallisation) ou des traitements acides. Bien que les carbonates soient très solubles dans les acides, c'est une solution qui sera très peu utilisée, car la solubilité est accompagnée d'un dégagement de CO2 ce qui représente une contrainte importante vis-à-vis de la corrosion. Les inhibiteurs de carbonates peuvent être injectés en continu en amont du lieu de dépôt (mais cela nécessite un « liner » d’injection si le dépôt se forme dans le tubing) L’autre solution est d’effectuer un « squeeze » dans la formation Figure 5: Dépôt de carbonates
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Quand du gaz sec est utilisé pour le gas lift et à cause de son point de rosée, l’injection de gas lift favorise la vaporisation de l’eau de production ce qui augmente la saturation en sels et minéraux. Les risques de dépôts de sels et de carbonates augmentent près du point d’injection dans le tubing et même dans la vanne de gas lift. L’injection d’eau ou d’inhibiteur de carbonates dans le gas lift peut être une solution préventive. Dans le tubing, les carbonates peuvent être enlevés par décapage à l’eau avec unité de « coiled tubing » (ou même avec une solution d’acide acétique) Les savons de calcium Il s'agit là d'un dépôt qualifié d'exotique. C'est en fait un organo-minéral 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 (à l’interface huile/eau), mais aussi parfois dans le puits. Leur comportement est similaire aux carbonates (Pression favorable, Température défavorable) Solutions: même inhibiteurs que pour les carbonates. 3.1.1.2. Les dépôts organiques Les hydrocarbures sont en condition supercritique dans le réservoir. Leur évacuation vers la surface provoque alors une sursaturation des alcanes les plus lourds. On distingue deux catégories principales parmi les dépôts organiques : Les paraffines. Les asphaltènes. Les paraffines La cristallisation des paraffines est d'origine thermique (refroidissement). Figure 6: Dépôt de paraffines Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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La solution contre leur formation peut être préventive (chauffage, réchauffage, isolation), ou curative de manière mécanique (grattage), ou encore de manière chimique (cocristallisants, dispersants, solvants, détergents).
Les asphaltènes Les asphaltènes sont les composés aromatiques les plus lourds (>C100), et leurs molécules sont longues et plates. Le dépôt dû à une floculation des molécules asphalténiques colloïdales intervient en général là où le point de bulle est atteint. Toutefois, les conditions de formation des asphaltènes ne sont que très peu maîtrisées aujourd'hui. De plus on notera qu'ils ne sont que très rarement solubles dans les alcanes légers et par conséquent il n'y a pas d'effet rétroactif. Les remèdes utilisés consistent en des traitements chimiques par injection de produits comme de l'acide acétique ou par des grattages au xylène ou encore par des squeezes au DSA 700 (référence spécifique de fournisseur).
3.1.2. La corrosion La corrosion génère des dommages susceptibles de provoquer à plus ou moins long terme une perte d'intégrité de l'équipement concerné. Dans ce chapitre, nous traiterons également les problèmes de l'érosion dans le milieu de la production. Comment ? La corrosion résulte de l'action commune de plusieurs facteurs agissant simultanément : L'eau. Le temps. D'un ou de plusieurs agents corrosifs comme le CO2 ou l'H2S dissous, l'acidité, l'oxygène ou le chlore (mais pas des chlorures). De conditions favorables comme la présence de bactéries, le type d'écoulement, les sels, le sable, la température, les matériaux inadéquats, ou des contraintes trop importantes. A noter qu’il peut y avoir corrosion bactérienne sous dépôt. Le facteur temps. La notion de temps est importante vis-à-vis de la corrosion, car suivant la durée avant nuisance, on aura un comportement différent. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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De quelques heures à un jour, il s'agit principalement d'acidifications mal inhibées, d'H2S sur des matériaux inadéquats, ou d'une abrasion par le sable. D'une semaine à un mois, il s'agit en général d'un problème lié à la température (>80°C) sur un acier inox. De six mois à deux ans, la cause principale est le CO2 sur le tubing ou autres installations. De dix à vingt ans, la corrosion ne concerne que les structures et non les puits, du moins pas de manière gênante d'un point de vue économique (tubing rentabilisé). La prévention On pratiquera une politique de prévention contre la corrosion face à plusieurs situations. Si la contrainte est telle qu'elle risque de compromettre la production. Si elle représente un danger pour le personnel, le puits ou l'environnement. Si la durée de vie du puits est réduite trop fortement. Si les coûts de réparation du puits ou du matériel s'avéraient prohibitifs le moment venu. Une fois le risque probable de corrosion identifié, le choix du mode de prévention reste à définir. Il pourra être choisi parmi les méthodes suivantes : Emploi de matériaux non corrodables (inox, composites), onéreux mais efficace. Actions sur le procédé (contrôle du BSW, traitement du gaz en H2S et CO2), mais qui demande une réflexion lors du design des installations. On notera qu'en ce qui concerne le puits à proprement parler, il faudra attendre les puits intelligents (séparation en fond de puits). Traitements chimiques (avec leurs inconvénients habituels). Protections cathodiques, plus pour les installations de surface. D'une manière générale, on préférera la solution non corrosive, car il s'agit d'une méthode passive sans besoin d'intervention en production et peu coûteuse par rapport à un « workover » corrosion.
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3.1.3. Les hydrates Les hydrates constituent un inconvénient majeur dans le monde pétrolier. On les retrouve dans tout système où le gaz est présent et les solutions misent en place pour lutter contre leur formation sont lourdes et onéreuses. C'est pourquoi il convient de bien connaître leur fonctionnement afin d'agir au mieux. Figure 7: Hydrate sortie d’une gare racleur Les hydrates sont des structures cristallines résultant de la combinaison physique de molécules d'eau, d'hydrocarbures et d'autres (H2S, CO2, ...), dans certaines conditions de pression et de température. La première étape de la formation des hydrates est la nucléation. Durant cette phase, les noyaux d'hydrates se groupent pour atteindre la taille critique.
Nucleation
}
KINETIC
Crystallisation
THERMODYNAMIC EQUILIBRIUM
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Puis, le cristal de base ainsi formé grossira par l'ajout de molécules d'eau (cristallisation) jusqu'à atteindre l'équilibre thermodynamique.
Figure 8: Formation des hydrates
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On notera par conséquent les principales contraintes qui génèrent des hydrates : Une pression élevée. Une température basse. Des obstacles, ou un brassage important favorisant la rencontre des différentes molécules (toutefois, un écoulement fortement turbulent peut provoquer l'effet inverse en venant rompre les liaisons de la structure cristalline).
3.1.3.1. Modes de prévision Il existe deux approches permettant de prévoir la formation des hydrates. La première est dite semi-empirique. C'est une méthode qui permet à l'aide d'abaques (Katz, Campbell), d'estimer le domaine de formation. Toutefois, ces méthodes restent peu précises, car elles utilisent des mesures expérimentales avec des définitions peu complètes concernant entre autres la composition de l'effluent ou la quantité d'eau en présence. L'approche semi-empirique est donc principalement utilisée pour une première estimation mais ne conduit pas à des résultats aussi précis tels qu'ils apparaissent suite à une étude poussée nécessaire dans certains cas. Outre l'approche semi empirique, la connaissance du domaine de formation des hydrates dans une situation donnée peut être obtenue à l'aide de la méthode analytique. Dans ce cas, on utilise des équations d'état adaptées tout en tenant compte de différentes variables telles que les quantités d'eau en présence ou l'utilisation d'inhibiteur. Ces calculs sont réalisés à l'aide de logiciels tels que SHG ou PRO II (sigle / acronyme du fournisseur), chacun ayant ses propres caractéristiques.
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3.1.3.2. Les solutions
P Hydrates Rosée eau Domaine de Fonctionnement
T
Contrôle du domaine
Deshydratation
Inhibition
Figure 9: Les solutions pour le problème d'hydrates Pour s'opposer aux hydrates, différentes approches sont possibles. Chacune vise à lutter contre l'un des paramètres de formation. Présence d'eau : dans ce cas, on veillera à déshydrater le gaz, ce qui revient à déplacer la courbe de rosée eau et donc à éliminer toute présence d'eau liquide dans le gaz. Contrôle du domaine : connaissant le procédé et les différentes conditions en pression et en température de l'effluent, cette solution est basée sur un design approprié évitant les points à risque. Inhibition : c'est à dire modifier la composition de l'effluent de manière à déplacer la courbe de formation d'hydrates. On notera que dans le domaine des inhibiteurs, on distingue plusieurs catégories (cinétiques, méthanol, glycol ou les sels).
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Chaque solution possède ses avantages et ses inconvénients. Ci-dessous, un tableau résumant ces principales caractéristiques. CINETIQUE
METHANOL
GLYCOL
SELS
Quantité
FAIBLE
IMPORTANTE
Coûts
IMPORTANT
FAIBLE
Récupération
FAIBLE
IMPORTANTE
CAPEX
FAIBLE
IMPORTANT
OPEX
IMPORTANT
FAIBLE
Risques
VOLATIL
Corrosion
IMPORTANTE
Autres plus
ECOULEMENT
VISCOSITÉ
NATUREL
Table 1: Principales caractéristiques solutions d'hydrates
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3.2. PROBLÈMES PORTANT ATTEINTE À L’EFFICACITÉ DES PROCÉDÉS 3.2.1. Les émulsions 3.2.1.1. Qu’est ce qu’une émulsion ? Une émulsion est un mélange de deux liquides non miscibles dont l’un est dispersé sous forme de gouttes dans l’autre. Cette dispersion est stabilisée par des agents émulsifiants placés à l’interface. Le liquide dispersé constitue la phase interne, l’autre la phase externe. Sur les champs pétroliers, les émulsions sont constituées d’huile et d’eau. Conventionnellement, une émulsion huile dans eau est appelée « directe », une émulsion d’eau dans huile est appelée « inverse ». Les agents émulsifiants les plus souvent rencontrés sont les corps polaires contenus dans les bruts, tels que les asphaltènes ou les résines. Certains solides peuvent également jouer ce rôle (sable, argiles, paraffines ou produits de corrosion... ). 3.2.1.2. Origines des émulsions. Pour qu’il y ait émulsion, deux conditions doivent être remplies : existence d’une agitation suffisante pour disperser les deux phases, et présence d’agents émulsifiants capables de stabiliser la dispersion. L’agitation est presque toujours présente sur site (liaison couche-trou, activation, pompes, vannes, duses, accidents de conduites,...) . La nature des stabilisants peut être multiple : surfactifs naturels tels que résines, asphaltènes, acides naphténiques, savons, ... surfactifs « ajoutés » tels que inhibiteurs de corrosion, bactéricides, produits de nettoyage, résidus d’acidification de puits .... particules solides, sables, argiles, produits de corrosion, paraffines, asphaltènes.... fines bulles de gaz, provenant du gas lift ou d’une détente naturelle.
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3.2.1.3. Comment séparer ? La séparation de l’huile et de l’eau suppose que deux conditions soient réalisées : la décantation des gouttes la rupture de l’émulsion pour former une phase homogène. La décantation est toujours basée sur la loi de STOKES :
Vd = K * g *
∆ρ * d 2
µ
avec : Vd : vitesse de décantation d’une goutte de diamètre d, K : constante, g : accélération de la pesanteur, ∆ρ : différence de masse volumique entre les phases, d : diamètre de la goutte, µ : viscosité de la phase externe. L’application de cette loi à une goutte d’eau de 50 microns, dans une huile de viscosité 5 cPo et de masse volumique 850 Kg/m³, donne une vitesse de décantation de 2 mm/mn. Cette vitesse est très faible et incompatible avec la compacité des équipements. Tous les procédés de séparation, sont donc étudiés pour augmenter cette vitesse ou favoriser la séparation par contact la hauteur de séparation est favorisée par l’ajout d’internes. Par exemple, une goutte pénétrant entre deux plaques parallèles va être séparée dès qu’elle aura atteint la plaque inférieure. Le rapport Sh/Q = temps (de séparation/décantation), peut être augmenté par fluxage ou réchauffage, Les procédés tendant à augmenter le facteur « g » (Hydrocyclones) sont, pour l’instant, peu utilisés en traitement d’huile. l’augmentation du diamètre des gouttes est le facteur le plus important. Le diamètre intervient à la puissance 2 dans la loi de Stokes. Trois procédés permettent cette augmentation : L’ajout d’eau La présence d’un champ électrique pulsé L’injection de produits chimiques. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Enfin, une fois décantées, les gouttes doivent passer sous la forme d’une phase homogène. Cette action s’appelle la coalescence et est essentiellement favorisée par les injections de produits chimiques. Si les gouttes décantées ne coalescent pas, elles s’accumulent à l’interface et forment un « matelas » dont l’épaisseur s’accroît. 3.2.1.4. Cas des émulsions dans les puits L’émulsion est favorisée par le ratio gas lift injecté / huile mais aussi par les impulseurs des PCI (Pompe Centrifuge Immergée). Le risque est plus fort avec un BSW élevé, un brut paraffinique, la production de sable, une injection d’inhibiteur de corrosion, une production de condensats. L’émulsion peut induire plusieurs problèmes : Une mauvaise performance du puits Des problèmes de séparation eau/huile et gaz Une mauvaise performance du puits L’émulsion augmente significativement les pertes de charge le long du tubing. En cas de puits instable, cette perturbation se rajoute à la perte de production due à l’instabilité. De plus, pour le gas lift, l’augmentation de la contre pression dans le tubing rend plus difficile ou même impossible le transfert de l’injection gas lift à la vanne de service. L’injection de gaz se faisant alors par une vanne supérieure, ceci réduit encore l’efficacité et la production du puits. Une émulsion forte, si elle n’a pas été prévue, peut empêcher une pompe PCI de débiter. Il faut dans ce cas, prévoir une injection par liner de désémulsifiant à l’aspiration de la pompe. Problème de séparation eau/huile et gaz L’émulsion rend difficile la séparation eau / huile spécialement pour les bruts paraffiniques. Cela peut induire de plus fortes teneurs en hydrocarbures dans l’eau rejetée. Une émulsion sévère induit aussi du moussage et des difficultés de séparation gaz - liquide. Cela peut entraîner des risques de déclenchement de séparateur, ou induire un carry-over de l’huile avec le gaz ce qui peut affecter la qualité du fuel gas et des rejets indésirables à l’atmosphère en cas de stockage.
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3.2.2. Le Moussage Une mousse est une émulsion de gaz dans l’huile. Une émulsion d’huile dans le gaz est un aérosol. Les aérosols que l’on rencontre sur les gaz à condensat provoquent à peu prés les mêmes problèmes que les mousses.
FILM INTERFACIAL
GAZ
EPAISSEUR LIMITE
e
Figure 10: Le moussage
3.2.2.1. Pourquoi doit on les casser ? Comme pour les émulsions dans la séparation liquide/liquide, les mousses détériorent la séparation gaz/liquide. Le moussage rend très difficile la régulation de niveau d’un séparateur. L’entraînement de liquide dans le gaz provoque le plus souvent des problèmes d’engorgement de scrubber, de protection des compresseurs, de mauvaise combustion à la torche, de pollution des solvants de traitements de gaz. L’entraînement de gaz dans le liquide provoque la cavitation des pompes de reprise, et peut créer des dégazages en aval dans des capacités non prévues à cet effet. 3.2.2.2. Comment se créent elles ? Lors de la détente de l’huile dans les vannes, et, peut être, par agitation sur les puits activés par G-L (Gas Lift) ou PCI. Ce dernier phénomène n’est pas clairement prouvé. 3.2.2.3. Comment se stabilisent elles ? Idem comme pour les émulsions : surfactifs naturels, surfactifs ajoutés, Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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particules solides, gouttelettes d’eau. 3.2.2.4. Comment se séparent-elles ? La différence de densité entre le liquide et le gaz est telle que la floculation ne joue plus aucun rôle, le gaz migre très rapidement à l’interface. La coalescence des bulles est donc le facteur limitatif. L’huile contenue dans le film interfacial est drainée gravitairement, jusqu’à ce que l’épaisseur du film soit suffisamment faible. A partir d’une épaisseur limite, le film se rompt et il y a coalescence. 3.2.2.5. Procédés de séparation. Il ressort de ce qui précède que les procédés utilisés doivent avoir l’une des deux actions : augmenter la vitesse de drainage des films interfaciaux, augmenter l’épaisseur limite du film interfacial en dessous de laquelle il n’a plus de stabilité. Augmentation de la vitesse de drainage des films interfaciaux. Le moyen le plus simple, lorsque cela est possible, est de réchauffer le brut. L’augmentation de le température provoque l’abaissement de sa viscosité et donc améliore son écoulement. L’aménagement de l’entrée du séparateur et en particulier du déflecteur, permet de provoquer la coalescence sous cisaillement. Certains fournisseurs proposent également l’installation de cyclones. L’installation d’internes favorisant la coalescence est également possible (similaires aux matériaux oléophiles utilisés en traitement d’eau). Par contre, les mats ou « demisters » installés sur la sortie gaz ne peuvent pas être considéré comme des procédés de traitement des mousses, ils ne soignent pas le mal mais sa conséquence : l’entraînement mécanique de vésicules liquides dans le gaz. Augmentation de l’épaisseur limite de rupture. Cela correspond à diminuer la tension interfaciale huile/gaz. La température est, là aussi, un facteur favorable. Le procédé le plus efficace est encore l’injection de produits chimiques. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Les produits le plus couramment utilisés sont les huiles silicones (polysiloxanes). D’autres produits tels que les alcools lourds ou les fluoro-silicones ont également une action mais sont en règle générale moins efficaces. Les conditions d’utilisation des produits sont les suivantes : injection le plus près possible de l’entrée du séparateur. Ces produits ne sont plus efficaces si ils sont trop mélangés avec le brut. Dans le cas (rare) où deux séparateurs en série moussent, l’injection doit être effectuée à l’entrée de chacun d’eux. dose faible dans le cas des huiles silicones, 2 à 3 ppm si le produit est pur, 4 à 5 ppm pour les produits commerciaux dilués. 10 à 20 ppm pour les produits autres que les huiles silicones. Les produits ne présentent pas de phénomène de surdosage, cependant, leur dose d’injection doit être contrôlée car ils provoquent de gros problèmes d’empoisonnement de catalyseur en raffinerie. 3.2.2.6. Conclusion. Le moussage peut être une gène sensible en exploitation. Comme il est presque totalement imprédictible, il est rare que, de par leur conception, les séparateurs soient à même de l’éviter. L’injection de produits chimiques est un bon palliatif, peu coûteux et généralement très efficace. Les seuls problèmes difficiles sont rencontrés sur les bruts très visqueux. Dans ce dernier cas seul le réchauffage peut le supprimer.
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3.2.3. Floculation - coalescence. Ces deux phénomènes sont les clés de la grande majorité des dysfonctionnements notés sur les chaînes de traitement et proviennent d’une défaillance du procédé dans ces domaines. La floculation est l’action de rapprocher des gouttes entre elles pour former des amas appelés flocs. La coalescence correspond à la rupture des films interfaciaux dans un floc, pour former une goutte unique de diamètre plus important.
Floc.
Coales.
Figure 11: Floculation et coalescence La floculation améliore la décantation, le floc constitué de plusieurs gouttes possède une vitesse de Stokes accrue par rapport aux gouttes prises individuellement. La coalescence améliore la décantation lorsque elle a lieu dans un floc n’ayant pas encore atteint l’interface (vitesse de Stokes), et complète la séparation en agissant dans le matelas d’émulsion. La floculation est favorisée par : une agitation douce qui augmente la probabilité de rencontre des gouttes, un champs électrique pulsé, une augmentation de la concentration des gouttes (probabilité de rencontre), les produits chimiques spécifiques, à base de surfactifs à haut poids moléculaire. La coalescence est favorisée par : les produits chimiques spécifiques, à base de surfactifs à faible poids moléculaire, les champs électriques pulsés créant une agitation dans les flocs.
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3.3. DIFFÉRENTS TYPES DE PRODUITS CHIMIQUES Pour lutter efficacement, toute une gamme de produits est à disposition de l’exploitant pour répondre à ses besoins, c’est ainsi que sont proposés : des désémulsionnants des inhibiteurs de corrosion des bactéricides des anti-dépôts des inhibiteurs de paraffines des solvants de paraffines des antimousses des floculants des deshuilants des réducteurs d’oxygène des produits de nettoyage
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Prévention
Produit injecté
Fonction
Point d’injection puits PCI
Point d’injection puits GL
Point d’injection puits injection eau
Aspiration PCI
Dans EA1
NA
Limiter dépôts de paraffines Paraffines
Anti paraffines Dispersant de paraffines
Émulsions
Désémulsifiant
Réduire viscosité des émulsions
Aspiration PCI
Dans EA1
NA
Carbonates
Inhibiteur de dépôts
Limiter dépôts dans jupe PCI ou dans TBG
Aspiration PCI
Dans EA1
Amont puits
Corrosions
Inhibiteur de corrosion
Empêcher la formation de corrosion
Aspiration PCI (idéal au niveau packer)
Dans EA1
Amont puits
Hydrates
Inhibiteur d’hydrates
Empêcher la formation d’hydrates
NA
NA
NA
Bactéries
Bactéricide
Élimination des bactéries
NA
NA
Amont puits
Asphaltènes
Inhibiteur de dépôts
Empêcher la formation de dépôts
Aspiration PCI
Dans EA1
NA
Dépôts sulfate Baryum
Inhibiteur de dépôts
Empêcher la formation de dépôts
Dans EA1
NA
Rare Aspiration PCI
Table 2: Exemple de produits chimiques utilisés sur les puits producteurs / injecteurs
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Nom
Fonction
Effluent
Dose
SP 748 VD PA 500 CW 288 REPA 57 AP 104 AM 2774 TY 122 E RP 1614 GT 19 BE 020 EC 1149 IDOS 162 IDOS 160 EC 6032 A FL 78 EC 1186 A NORUST SC 46 EC 9029 A DICB Bactirep 3902 Bactirep 4018 MDEA TEG (glycol) Méthanol B 113 5% Chlorure de Ca Carbonate de Na RD 25
Solvant de paraffines
Huile
40 ppm / HH
Anti-paraffine
Huile
150 ppm / HA
Abaisseur point d’écoulement
Huile
100 à 200 ppm / HH
Abaisseur point d’écoulement
Huile
100 à 200 ppm / HH
Anti-paraffine
Huile
30 à 100 ppm / HA
Anti-mousse
Huile
5 à 20 ppm / HH
Désémulsifiant
Huile
50 à 80 ppm / HH
Désémulsifiant
Huile
80 à 100 ppm / HH
Désémulsifiant
Huile
20 à 60 ppm / HH
Désémulsifiant
Huile
100 ppm / HH
Anti-corrosion
Huile
50 ppm / eau
Ant-dépôts minéraux
Eau de production
10 ppm / eau
Ant-dépôts minéraux
Eau de production
10 ppm / eau
Déshuilant
Eau de rejet
10 ppm / HH
Floculant
Eau de rejet
10 ppm / eau
Anti-corrosion
Eau d’injection
5 ppm / eau
Anti-oxygène
Eau d’injection
16 ppm / ppm O2
Anti-mousse
Eau d’injection
5 à 20 ppm / eau
Terre à diatomée
Eau d’injection
Bactéricide
Eau
500 ppm / eau
Bactéricide
Eau
500 ppm / eau
Absorbant des gaz acides
TEG
appoint ponctuel
Déshydratant du gaz
Gaz
appoint ponctuel
Anti-hydrates
Gaz
appoint ponctuel
Anti-tartre
Eau utilités
5 kg / 100 l
Minéralisant
Eau utilités
17 kg / 100 l
Eau utilités
3 kg / 100 l
Eau de refroidissement
50.000 ppm
Inhibiteur de corrosion
Table 3: Exemple de produits chimiques utilisés sur les procédés de traitement huile/eau/gaz
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3.4. EXERCICES 3. Quand et comment sont identifiés les problèmes posés par l’effluent ?
4. Quels sont les Problèmes portant atteinte à l’intégrité des équipements ?
5. Quels sont les Problèmes portant atteinte à l’efficacité des procédés ?
6. Citer les différents types de dépôts minéraux et organiques
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7. Quels sont les facteurs favorisant la corrosion ?
8. Que sont les hydrates ?
9. Solutions pour s’opposer aux hydrates ?
10. Qu’est ce qu’une émulsion ?
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11. Conditions pour séparer les émulsions ?
12. Comment séparer les émulsions ?
13. Qu’est-ce que le moussage ?
14. Pourquoi doit-on casser les mousses ?
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15. Quelles sont les 2 actions visant à séparer les mousses ?
16. Comment augmente-t-on l’épaisseur limite de rupture ?
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4. REPRESENTATION ET DONNEES Nous décrirons dans ce chapitre comment est représenté le système « Injection Produits Chimiques » du point de vue « PROCESS » sur les principaux documents mis à la disposition de l’exploitant. Plan de circulation des Fluides (PCF/PFD) Piping & Instrumentation Diagram (PID) Système Numérique de Contrôle et de Commande (SNCC) ou (Digital Command System DCS) : c’est le système qui permet de piloter les installations à distance. Localisé en salle de contrôle, il permet l’accès à différentes vues du process.
4.1. PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES Ce document édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux.
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Figure 12: PFD - Chemical Injection System – Girassol Page 36 de 110
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4.2. PIPING AND INSTRUMENTATION DIAGRAM Ce document édité lors de la phase projet, présente sous format beaucoup plus complexe que le PCF, toutes les lignes et capacités process ainsi que tous leurs paramètres de fonctionnement.
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Figure 14: P&ID Chemical Injection System Biocide - Girassol Page 39 de 110
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4.3. FEUILLE DE DONNEES
Figure 15: Exemple typique d'une feuille de données dimensionnement Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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4.4. MATERIEL EXEMPLE
Figure 16: Exemples d'injecteurs Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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5. LE FONCTIONNEMENT 5.1. ACTIONS DES PRODUITS CHIMIQUES PRINCIPAUX 5.1.1. Floculation - coalescence Les produits chimiques sont quasiment toujours utilisés en exploitation pour améliorer la décantation dans les procédés physiques de floculation et de coalescence. Ils ont bien sûr les actions floculantes et coalescentes déjà mentionnées mais également pour certaine d’entre eux une action « mouillante » qui favorise le passage des solides en suspensions dans une des phases (par exemple dans l’eau pour les produits de corrosion, dans l’huile pour les paraffines cristallisées). On appelle surfactif un produit qui dans sa structure possède une partie hydrophile (aimant l’eau), et une partie lipophile (aimant l’huile). Un tel produit présent dans un mélange huile et eau ne peut aller qu’à l’interface. Les produits commerciaux sont presque toujours des mélanges de surfactifs ayant chacun, une ou plusieurs des propriétés mentionnées plus haut. 5.1.1.1. Les floculants Le rôle floculant est donné par des molécules à haut poids moléculaire type résine, possédant de nombreuses parties hydrophiles et lipophiles. Un tel produit, en présence d’une émulsion d’eau dans huile, va positionner ces parties lipophiles dans la phase huile, alors que les fonctions hydrophiles vont rechercher les interfaces d’une ou plusieurs gouttes d’eau, le résultat peut se représenter comme un collier de gouttes reliées par un fil. Paradoxalement, si cette action provoque la floculation, les molécules vont encombrer l’interface, si le floculant est présent en trop grande concentration dans le brut, la coalescence sera difficile. Le surdosage de floculant, provoque des entraînements d’eau dans l’huile. 5.1.1.2. Les coalescents Ce sont des surfactifs tout à fait classiques (shampooing ou savon liquide) qui se placent à l’interface et réduisent la tension interfaciale. Ils ont des structures entièrement équivalentes aux émulsifiants naturels présents dans le brut. Simplement, un surfactif créant des émulsions eau dans huile possède une partie lipophile plus active que sa partie hydrophile. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Le coalescent ajouté doit idéalement compenser cet écart, et donc avoir une partie hydrophile prépondérante. Il résulte qu’un bon coalescent d’eau dans huile est un bon émulsifiant d’huile dans l’eau. Un surdosage de ce type de produit entraîne une mauvaise qualité de l’eau décantée. 5.1.1.3. Mouillants Les solides n’ayant généralement pas d’affinité particulière pour l’huile ou l’eau, sont presque toujours situés à l’interface. Ils diminuent la tension interfaciale et empêche la coalescence par encombrement stérique. Les agents mouillants sont des produits de type filmant, qui vont s’adsorber sur les parois des solides en suspensions. La partie de leur molécule qui n’est pas adsorbée peut être soit hydrophile soit lipophile. Le résultat fait que le solide devient entièrement mouillable à une des phases, et donc, quitte l’interface. 5.1.1.4. Utilisation des produits chimiques. Il résulte de ce qui précède que les produits chimiques sont très spécifiques. Chacun des éléments ci dessous influent sur leur choix et leur dose d’utilisation : nature du brut, chaque brut à ses surfactifs naturels spécifiques, nature de l’eau, la force ionique de l’eau influe sur le caractère hydrophile du produit, température de traitement, les caractères hydrophiles et lipophiles évoluent différemment avec la température, présence et qualité des matières en suspensions, l’agent mouillant est spécifique aux solides qu’il doit filmer, granulométrie de l’émulsion et teneur en eau, point d’injection, type de procédé, Pour ces trois derniers points, la spécificité du produit va être le meilleur équilibre entre les caractéristiques floculantes et coalescentes demandées. En conclusions, il est difficile de donner des consignes générales de choix et d’utilisation des produits chimiques.
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On peut tout au plus mentionner les idées suivantes : le choix d’un produit par des moyens de laboratoire est difficile voire impossible. La sélection par ‘bottle’ tests néglige les trois derniers points ci dessus, la reproductibilité de la granulométrie de l’émulsion est contestable. Un bottle test doit être considéré comme un moyen d’éliminer les produits dont l’efficacité est incompatible avec la nature chimique du brut et de l’eau de gisement. le choix définitif d’un produit doit se faire par test grandeur nature sur site, dans les conditions réelles du traitement. Le surdosage existe. S’il se traduit par une détérioration simultanée des qualités de l’huile et de l’eau, alors il suffit de réduire l’injection. Par contre si un seul de ces paramètres se dégrade, la qualité du produit est en cause. Le point d’injection est un paramètre important. Le changement du point d’injection peut nécessiter un changement de produit et réciproquement.
5.1.2. Désémulsionnats Les désémulsionnants sont des composés qui, injectés en très faible quantité, se dispersent dans l’émulsion, diffusent jusqu’à l’interface eau/huile et jouent le rôle de déstabilisants. Leurs mécanismes d’action sont de plusieurs types : Diminution ou annulation des charges électrostatiques responsables des répulsions entre les gouttelettes. Modification de la mouillabilité des particules solides adsorbées à l’interface. Modification de la viscoélasticité du film interfacial. Les composés désémulsionnants comportent une chaîne hydrocarbonée lipophile et un groupement hydrophile, ce qui leur confère des propriétés tensioactives. Ils peuvent être classés en 3 catégories, suivant la polarité de leurs groupements hydrophiles : Anioniques Cationiques Non ioniques (cette catégorie est de loin la plus utilisée).
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5.1.3. Inhibiteurs de corrosion Les inhibiteurs de corrosion sont des substances qui, ajoutées en faibles quantités au milieu agressif, limitent sa corrosivité dans des proportions considérables. Ces produits doivent être particulièrement actifs pour pouvoir être utilisés à des doses très faibles, et suffisamment neutres pour ne pas modifier de façon significative les propriétés physicochimiques des effluents. Ils doivent également posséder des propriétés de nature à faciliter leur utilisation dans des conditions souvent difficiles. Ils se déposent à la surface du métal et « empoisonnent » le processus de corrosion. Suivant les produits et les milieux considérés, le dépôt peut être organique ou minéral, épais ou mono moléculaire, adhérent ou faiblement adsorbé. L’inhibiteur peut s’absorber, soit sans modification, soit après réaction, avec le milieu corrosif ou les produits de corrosion déposés sur le métal. L’inhibition peut être due à une isolation physique du métal (par dépôt protecteur) ou au blocage chimique d’une au moins des réactions participant au processus de corrosion. Souvent un seul produit peut présenter plusieurs modes d’actions. C’est le cas par exemple de l’inhibition de la corrosion de l’acier en milieu sulfhydrique par des composés cationiques.
5.1.4. Bactéricides Le mode d’action est variable suivant les constituants chimiques des différentes formulations. Comme les eaux traitées contiennent toujours plusieurs espèces de microorganismes, la composition des bactéricides est ajustée pour assurer un large spectre d’activité. Les bactéricides contiennent une ou plusieurs des familles de composés suivants : Amines grasses et dérivées Composés azotés cycliques Dérivés nitrés Hétérocycles soufre-azote Aldéhydes Le pouvoir tensioactif de la plupart des bactéricides joue également un rôle important ; il empêche l’accrochage des bactéries sur les surfaces métalliques et permet la destruction des tubercules. La plupart des bactéricides possèdent également d’importantes propriétés inhibitrices de la corrosion.
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5.1.5. Solvants de paraffines Utilisés de manière curative, ces produits agissent sur des dépôts déjà formés. Il est nécessaire de laisser le produit en contact avec le dépôt une à quelques heures afin qu’il dissolve les paraffines. Ce traitement peut être utilisé avant un traitement mécanique, le « ramollissement » du dépôt par effet solvant rendant le passage du racleur plus efficace.
5.1.6. Dispersants de paraffines Contrairement au précédent, ces produits ont une action préventive. Ils n’empêchent pas l’insolubilisation des paraffines de se produire, mais réduisent ou éliminent la croissance des germes cristallins. Ce sont des macromolécules de structure voisine de celle des paraffines, mais qui comportent des groupes polaires en bout de chaîne. Leur identité de structure les fait participer à la cristallisation. Ils peuvent même l’initier en jouant le rôle de germes, mais les groupes polaires se situant en bout de chaînes créent des forces de répulsion qui empêchent les microcristaux de paraffines de croître. Ainsi les paraffines insolubilisées restent dispersées dans le brut sous forme colloïdale.
5.1.7. Antidépôts Ces composés absorbent sur les sites de croissance des germes de cristallisation. La croissance cristalline est inhibée ou pour le moins rendu désordonnée et les précipités, quand ils se produisent, ne forment pas de dépôt adhérant.
5.1.8. Exemples typiques de produits utilisés en exploitation 5.1.8.1. Traitement effluent séparation Ces produits ont pour vocation de faciliter la séparation huile et eau de l'effluent produit Désémulsifiant : PROCHINOR CB 214 La fonction du désémulsifiant est de casser les émulsions huile/eau afin de faciliter la décantation de l'eau Ce produit est injecté typiquement de 10 à 30 ppm Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Antimousse : PROCHINOR AM2774 La fonction est d'éviter le moussage du brut au dernier étage de séparation Ce produit est injecté en continu à 7ppm / huile hydratée (huile + eau) Déshuilant : PROCHINOR FL78 La fonction du déshuilant est de floculer les gouttelettes d’huile afin de faciliter leur séparation de l’eau de production. Ce produit est injecté en continu à 15 ppm / eau produite 5.1.8.2. Traitement eau d'injection Floculant : Polyelectrolite : SOLISEP MPT 150 Le polyelectrolite est un floculant permettant d’améliorer le seuil de filtration des MMFF (Multi-Media Fine Filters). Il est injecté en amont des MMFF à 5 ppm / eau filtrée Antioxygéne et déchlorinateur : Bisulfite : DCL 30 La fonction essentielle du bisulfite est d’éliminer le chlore résiduel en aval des tours de désaération, il permet également de supprimer l’oxygène Ce produit est injecté en continu à 14 ppm / eau traitée Attention : un excès de bisulfite (> 4ppm) en aval du traitement n’est pas acceptable car corrosif. Antidépôts : HYPERSPERSE MDC 150 La fonction de l’anti-dépôts est de retarder la formation de dépôts solides dans le concentrât, sulfates et carbonates afin d’éviter de colmater les membranes et les installations d’évacuation. Ce produit est injecté en continu à 6 ppm / eau traitée
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Biocide non oxydant : Biomate MBC 881 Traitement préventif pour éviter la formation de foyers bactériens anaérobie au niveau des membranes. Traitement hebdomadaire par batch : ½ heure à 400 ppm Ce traitement est totalement déconnecté des traitements antibactériens effectués en aval pour prévention de la corrosion et du souring. 5.1.8.3. Traitement eau de relevage Le système de protection des tuyauteries contre les coquillages par électrolyse du sel contenu dans l’eau de mer, permet d’éviter au maximum la fixation, la prolifération et le grossissement des coquillages dans les tuyauteries eau de mer, les réfrigérants, les vannes, etc. Eau pour boucle froide Eau pour injection
115 000 m3/j
96 000 m3/j
Utilités 7 000 m3/j Réseau chlore
Air
GX 901A
M
Air
GX 901B
M
Air
GX 901C
M
Air
Air
GX 901D
M
GX 901E
M
Figure 17: Réseau chlore Il permet un meilleur écoulement du fluide. Il évite l’encrassement des rouets de pompes, l’effet de cavitation des pompes du à un rétrécissement des tuyauteries d’aspirations. Oxydant puissant, le chlore a une triple fonction : Antifouling (anti encrassement, anti salissure), aide à la filtration, bactéricide.
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Son action est proportionnelle à sa concentration et au temps de contact. La première est limitée pour des raisons de corrosion, le second par la désoxygénation. Les eaux de surface sont de qualité très variable et sont quasi saturées en oxygène dissous. On évitera les très fortes teneurs en MES (Matière En Suspension), les équipements de filtration utilisés étant des "clarificateurs". La chloration placée en amont permet d'assurer la fonction antifouling et procure le temps de contact maximal pour les fonctions aide à la filtration et bactéricide. 7390 m3/j 96410 m3/j Filtration de l ’eau des utilités UB 905
114 300 m3/j Filtration de l ’eau d ’injection UB 903 Filtration de l ’eau de refroidissement UB 902
Électrochloration UB 901 0m
0m M
M
GX 902 A/B
-20 m
-38 m
GX 901 A/B/C/D/E -90 m
Figure 18: Traitement eau de relevage
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5.1.8.4. Traitement pour protection des équipements Éliminateur de O2 (O2 scavenger) eau de lavage : DCL 30 Suppression de l’oxygène dissous dans l’eau de lavage lorsque l’injection d’eau est arrêtée. Préconisation d’injection 100 ppm / eau de lavage Antidépôt eau de lavage : HYPERSPERSE MDC 150 Produit injecté dans l’eau de lavage pour éviter la formation de dépôts dans les installations en aval lorsque l’injection d’eau est arrêtée et que l’eau de lavage utilisée est de l’eau de mer non désulfatée. Ce produit est injecté en continu à 6 ppm / eau de lavage Bactéricide installations de surface : BACTIREP 3918 S ou 4018 Injection curative pour détruire une éventuelle formation bactérienne dans le fond des ballons de production. Traitement par batch : 500 ppm/eau pendant 5 heures Antidépôts / anticorrosion : subsea CORIDOS 713 Produit multifonction anti-corrosion et anti-dépôt (40% solvant, 20% anti-dépôt et 40% anti-corrosion). L’objectif de cette injection est de protéger les installations sous-marines (tubing, têtes de puits, manifolds et collectes contre les risques de dépôts (carbonates et sulfates) et contre la corrosion (surtout protection des lignes contre l’érosion corrosion à l’approche du FPSO - Floatiing Production Storage Offloading - où les vitesses sont élevées) Débit maximum de 60 l/h pour inhibiteur bi-fonction Débit maximum de 120 l/h si un anti-asphaltène doit être incorporé dans la formulation Injection périodique d’un solvant pour maintien de l’installation en état de service particulièrement des vannes
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Bactéricide collectes subsea huile : Bactirep 3918 SM et 4018 M Injection préventive ou curative pour prévenir ou détruire les éventuelles formations bactériennes dans les lignes de production sous marines (manifolds, bundles, risers…). L’injection se fait en tête de puits via la CIVB (Control Injection Valve B) Compte tenu des vitesses dans les lignes sous marines, il est peu probable qu’il y ait un développement bactérien, le traitement ne sera donc fait que si une pollution est détectée. Une consigne d’analyse systématique devra être intégrée à la procédure de raclage. Attention : Ne pas laisser le réseau sous produit chimique après première utilisation. Balayer la ligne avec MEG (Mono Éthylène Glycol). Bactéricide injection eau: Bactirep 3918 S et 4018 Injection continue à 20 ppm pendant 3 mois (raccordement de tout nouveau puits) Traitement batch : 5h à 400 ppm 2 fois par mois dès l’interruption de l’injection continue. Stabilisateur de pH déshydratation : MDEA (Méthyl Di Ethanol Amine) Environ 0.2 % de MDEA par rapport au volume total de TEG (Tri Ethylène Glycol), puis ajustement en fonction de l’évolution du pH Anticorrosion et stabilisation de pH pour Boucle eau chaude et eau froide : BP5221E Produit anticorrosion spécifique de traitement eau de chaudière. Injection préventive ou curative pour prévenir la corrosion en milieu fermé des boucles eau chaude ou eau froide. Préconisation : Injection de Phosphate trisodique afin d’obtenir un pouvoir alcalin de 25 meq/l (800 mg/l) et maintenir une teneur en sulfite supérieure de 30 à 60 ppm.
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Solvant de balayage des lignes chimiques : SQ29 et/ou MEG Solvant de nettoyage, ou à laisser dans la ligne entre deux injections (voir préconisations biocide lignes de production Bactirep 3918 SM ou 4018 M). Produits compatibles avec tous les produits utilisés au démarrage de Girasssol (Girassol à titre d’exemple) en injection dans les circuits de distribution subsea. Ils sont utilisés pour maintenir en opération les circuits avant utilisation des produits spécifiques pour le traitement des fluides en exploitation. Le SQ 29 sera sélectionné pendant la période de démarrage si le PD 68K est injecté. Il offre la meilleure compatibilité avec le PD 68K et le Coridos 713. Il sera utilisé 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 remplacé par le MEG (Mono Éthylène Glycol). Nota : en cas de changement de produit chimique, la compatibilité avec les solvants sera vérifiée, ainsi que la compatibilité avec les produits qu’ils seront amenés à remplacer. Anti paraffine : PD 68K ou formulation à l’identique Afin de minimiser le risque de dépôt de paraffines pendant la période initiale de démarrage (nombreux arrêts intempestifs à prévoir), une injection en continue est envisagée sur les premiers puits démarrés. Préconisation GIRASSOL : Injection à 250 ppm d’anti paraffine sur la base d’une production de 500 m3/j pendant la période de démarrage
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5.2. EXERCICES 17. Quelles sont les actions des désémulsionnats ?
18. Quelles sont les actions des inhibiteurs de corrosion ?
19. Quelles sont les actions des bactéricides ?
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 dépôts ?
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6. LES PRODUITS CHIMIQUES ET LE PROCESS 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE Toutes les fonctions sont essentielles pour la production si l’on considère qu’elles sont nécessaires pour réaliser les spécifications requises du produit en sortie. Dans la chaîne d’exploitation des hydrocarbures, l’injection de produits chimiques participe à la réduction voire l’élimination de problèmes portant atteinte à l’intégrité des équipements et à l’efficacité des procédés. Et de ce fait, l’intégrité de la fonction est critique pour la production car même si elle intervient souvent quelques temps après le démarrage de l’exploitation pour certains des produits injectés, elle participe activement au maintien du traitement des effluents en mode normal.
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Relevage EAU
Puits INJECTEUR
Séparation GAZ /
Puits PRODUCT
Puits INJECTEUR
Traitement EAU de
Traitement EAU
Traitement EAU
Réseau INCENDIE Utilités
Export
Export
Localisation Générale des différents points d’injection de
Rejet
Stocka
Fuel
Figure 19: Les produits chimiques et le process
Injection de Produits
Séparation HUILE /
Traitement HUILE
Traitem t
Injection
Gas Lift
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6.2. EXERCICES 23. Indiquez sur le schéma où se trouvent les injections de produits chimiques METTRE SCHEMA
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7. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT 7.1. OPERATION NORMALE Le suivi des paramètres de fonctionnement des unités d’injection de produits chimiques est primordial. En effet selon le type de produit injecté, la réponse en terme de mauvais fonctionnement des systèmes traités peut être immédiate ou alors très longue à détecter et peut engendrer des conséquences très graves (perte de puits, manques à produire irrémédiables, arrêts d’installation, etc..). Les systèmes d’injection de produits chimiques doivent être considérés comme des unités « principales ». Une injection mal ajustée peut coûter énormément d’argent.
7.1.1. Pompe volumétrique Vérifier si elle débite. Dans certains cas on peut voir les à -coups de la pompe sur le manomètre. Vérifier si les manomètres sont bons (état / échelle / vanne ouverte / non bouché). Vérifier la pression du réseau dans lequel elle injecte. (Pression de refoulement). Vérifier que la soupape refoulement ne fuit pas que le produit ne tourne pas en « rond » Vérifier si le moteur tourne (ventilateur tourne? grille non obstruée). Vérifier que le filtre aspiration est propre. Figure 20: Pompe volumétrique Dans le cas d’une pompe volumétrique le débit est toujours égal au volume déplacé par son piston multiplié par la cadence de la pompe multiplié par le temps. Le débit dépend donc du diamètre du piston, de la longueur de sa course et de la cadence de la pompe. Les variations de débit ne peuvent donc être dues qu'à des fuites : de la tuyauterie ou de la pompe (rares et facilement détectables). Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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de la soupape plus difficilement détectables (la soupape refoulant généralement à l'aspiration de la pompe). des clapets plus fréquemment (difficile à détecter la seule indication étant la diminution du débit).
7.1.2. Jaugeage a l’éprouvette Lors d'un jaugeage à l'éprouvette la pompe aspire dans l'éprouvette au lieu de la cuve. Le remplissage de l'éprouvette se fait par gravité depuis la cuve par la même ligne que l'aspiration de la pompe. La vitesse de ce remplissage peut indiquer un bouchage partiel (voir même total) de la ligne. En chronométrant la vidange d'une certaine quantité de produit on calcule le débit. La mesure se faisant en un temps court avec une petite quantité de produit, une petite erreur de mesure ramenée sur la journée peut après le calcul être importante. Figure 21: Jaugeage a l’éprouvette D'ou l'importance de faire précisément : la lecture du niveau dans l'éprouvette au début de la mesure la lecture du niveau après le chronométrage précis remplir l'éprouvette au dessus du repère haut ouvrir la vanne d'aspiration de la pompe sur l'éprouvette fermer la vanne d’aspiration de la cuve déclencher le chrono au passage du repère haut le re-déclencher au passage du repère bas re-disposer l'aspiration sur la cuve Cette mesure ne donne que le débit à l'instant T. La répétition des mesures affine la précision. Certaines éprouvettes donnent directement la valeur d’injection (ltr/jr) sur un chronométrage d’une minute. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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7.1.3. Barêmage des cuves Un barêmage précis des cuves et des lectures du niveau espacées permettent une mesure juste mais peu fréquente. Ceci peu permettre d'ajuster les débits mais de détecter les dysfonctionnements trop tard. Le barêmage peut se déterminer avec les dimensions de la cuve et un abaque, les cuves cloisonnées réunies dans une même capacité sont difficiles à mesurer. L'idéal est de remplir la cuve avec un compteur précis et de repérer au fur et à mesure les différentes côtes correspondant aux différents volumes. Cette opération peut être fastidieuse mais se fait une bonne fois pour toutes. Maintenant les cuves sont généralement barêmées correctement et le problème ne se pose plus.
7.1.4. Réglage des débits Ils se font par ajustement des verniers et par approches successives. Vérifiés par jaugeages à l'éprouvette puis confirmés par jaugeage à la cuve. Exemple de calibration des débits de CORRIDOS injecté par puits : Ouvrir la vanne 3 pour remplir l’éprouvette graduée Faire INHIBER en salle de contrôle la fin de course fermeture de la vanne 2 HZL2 Fermer la vanne 2 Le débit mesuré correspond à la somme des débits de CORRIDOS injectés par puits : Qv total – 1 Demander à la salle de contrôle la fermeture de l’injection sur 1 puits par la CIV-D (Control Injection Valve D) Attendre 10 / 15 mn de stabilisation, le débit mesuré correspond à Qv total – 2 Le débit de CORIDOS du puits fermé Qv = (Qv total - 1) - (Qv total - 2) Pour remplir l' éprouvette, ouvrir la vanne 2, en salle de contrôle l' ouverture de la vanne 2 démarre une temporisation qui maintient l' inhibition du HZL - 2, après la temporisation écoulée, l' inhibition est enlevée automatiquement.
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Il faut donc refermer la vanne 2 avant la fin de l’inhibition, très difficile à savoir à l’extérieur, donc informer la salle de contrôle avant fermeture de la vanne 2 pour s’assurer de l’état de l’inhibition
TA861D
TA861C
XX sec avant secu normal HZL 1
2
HZL 2
HZL A
A
SECU HZL NORMAL PIC 8489
1 PV 8489
3
M
B
GX862B
GX862C
M
Collecteur D Commun aux puits
Vanne 1
fermée
Vanne 2 GX826 B
fermée Marche
Vanne 3
fermée
Figure 22: Skid de CORRIDOS Remarque: Cette opération peut se faire lors du changement d'une vanne Mandeville*, dans ce cas, avec l’assistance du ROV (Remote Operated Valve), il faudra contrôler le débit sur plusieurs positions de la vanne de 1 à 10 Cette opération peut se faire suite à un manque d'injection sur 1 puits, dans ce cas, avec l'assistance du ROV, il faudra contrôler le débit sur plusieurs positions de la vanne de 1 à 10 pour confirmer ou non le changement de la vanne Mandeville * La « vanne Mandeville » est une référence vendeur pour une vanne typique d’injection de produits chimiques sur tête de puits sous-marines (grands fonds) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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7.1.5. Nettoyages des filtres et des cuves Ils doivent être aussi fréquents que possibles. Les appoints dans les cuves doivent se faire au travers du filtre pour éliminer les dépôts. Les bouchages de lignes et de filtres ou les fuites des clapets étant les principales causes de débit incorrect. Les dépôts sur les clapets de la pompe où plus rarement des soupapes occasionnent des fuites. Les soupapes peuvent s'ouvrir lors des tests de débit par fermeture de la vanne refoulement, donc, veuillez prendre une attention particulière à la manœuvre de ces vannes refoulement car une soupape fuyarde peut entraîner une sévère diminution de débit injecté.
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TANK
Huile
MEG MEG
CORRIDOS TA 861A-B
TA 861C- D
TANK
POINT D'INJECTION
POINT D'INJECTION
GX 701 A-B-C-D-E
GX 703 A/B/C IF 702 A/B/C/D/E/F/G/H
GX 703 A/B/C
GX 862A-B-C Header D Fond de puits GIR 102 108 109 116 119 GX 861A-B-C Header C puis liaison vers header D au niveau de la P50 ,
POMPE
GX 873 A-B
GX 874A-B
GX 842A-B
GX 845B
Riser GL vers P50L Riser GL vers P50R Pompes Haskel Riser GL vers P10R Riser GL vers P10L GX 841A DS301 GX 841B DS306 GX 840A DS303 GX 840B DS301 GX 844A DS304 ou secours DS301/DS303 GX 844B DA 401 GX 845 A Entrée eau lavage DS306
POMPE
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Table 4: Exemple de liste d'injection des produits chimiques
Réglages débits injectés point par point sur les départs des risers GL avec des pompes pneumatiques. Les PSV des pompes sont de 150b.
Injection désémulsifiant riser:
Injection anti dépôt eau de lavage : En cas d'arrêt de l'eau désulfatée diminuer de 50 % le débit d'eau de lavage, démarrer les 2 pompes GX 845 A et B et les régler au débit maximum. Injection CORRIDOS : le débit injection CORRIDOS est le débit réellement injecté et non le débit de la pompe le débit réellement injecté est fonction de la position d'ouverture des MANDEVILLE des puits et de la pression du header D: la pression du header D est régulé à 100b
Huile
CORRIDOS
SUBSEA
MARQUE
TA 873 A-B
MDC150
ANTI DEPOT
TRAITEMENT
TA 842C-D TA 874 A-B-C-D-E
4018 DCL 30
(42 000 m3/j) Injection eau (41000 m3/j) Injection eau (41000 m3/j)
BISULFITE
TA 842A-B
3918S
Injection eau
BACTERICIDE
TA 844 A-B TA 845
FL 78 IDOS150
EAU
TA 840
TA 841 B-C
DESHUILANT ANTI DEPOT
TROS PT 4688
CECA TA 841A DMO 86632
MARQUE
AM 2774
Huile
Huile
TRAITEMENT
ANTI-MOUSSE
DESEMULSIFIANT
TOPSIDE
LISTE DES POINTS D'INJECTION DES PRODUITS CHIMIQUES
50 ppm
REGLAGES
3 ppm
Batch de 400ppm/5h 2fois / mois 14 ppm
40 ppm
1,5 ppm 1,5 ppm 1,5 ppm
8 ppm 8 ppm 8 ppm 8 ppm 13 ppm
PRECONISATIONS
09-nov-04
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INJECTION l/j 600
205
960
60 60 60 mini Si besoin 62
l/j 50 0 50 50 370
DEBIT INJECTION
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PT4688
AM2774
50 50 50 100
P30L
P50L
P60L Coulée
DCL30
GX701
600
60
400
1008
07h00 13h00 19h00 23h00
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Dysfonctionnement / Cause de panne / Remarques
Table 5: Exemple de suivi journalier produits chimiques FPSO GIRASSOL
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Boucles de Production
Corridos
CR713
Eau huileuse IG402
Anti-depôt
IDOS150
Anti-depôt
MDC150
CA704A/B
Anti-oxygène
DS301 DS303
57 58
50
P20R
Anti-mousse
50
P10R
l/j
Préco Contrôle injection (jaugeage)
250
00h00 24h00
Niv. BAC (%)
DS301
Desemulsifiant
Date:
SUIVI JOURNALIER PRODUITS CHIMIQUES FPSO - GIRASSOL
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7.2. SECURITE DES OPERATIONS Règle : PROPRETE des SKIDS = EFFICACITE d’INJECTION
7.2.1. Compatibilité et miscibilité Certains accidents proviennent de mauvaises manipulations et amènent à des mélanges de produits non compatibles lors de remplissages de réservoirs et déclenchent des réactions chimiques entre les produits qui peuvent conduire au démarrage d’un incendie ou à une polymérisation avec dégagement de hautes températures dans la cuve. C’est pour cela qu’il existe sur chaque site une matrice miscibilité/compatibilité des produits entre eux. De plus l’approvisionnement en fûts de 200 ltr tend à être éliminé pour éviter ce genre de problèmes. Des cuves-réservoirs sont maintenant disponibles en livraison et se connectent directement aux skids d’injection évitant les mélanges malencontreux, le trop grand nombre de manipulations de fûts, les surconsommations (fonds de fûts impompables).
Figure 23: Compatibilité entre fonctions à 20 °C
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Figure 24: Compatibilité entre fonctions après 7 jours à 4 °C
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7.2.2. Identification des produits dangereux Les 15 catégories de danger définies à l’article 231-51 du Code du travail sont Explosif
Très toxique
Sensibilisant
Comburant
Toxique
Cancérogène
Extrêmement inflammable
Nocif
Mutagène
Facilement inflammable
Corrosif
Toxique pour la reproduction
Inflammable
Irritant
Dangereux pour l’environnement
Table 6: Les catégories de dangers
7.2.3. Symbolisation des dangers Regarder ce symbole ne suffit pas !
Les dangers les plus importants signalés par ces deux symboles BONCOLOR 1 bis rue de la Source 92390 Porly
Le nom et l ’adresse du fabricant ou du distributeur F -FACILEMENT INFLAMMABLE
Le nom du produit
T - TOXIQUE
INTOXITE
Ce produit est à la fois « facilement inflammable », « toxique » et « corrosif ». Seuls les symboles « toxique » et « facilement inflammable » apparaissent car le symbole « toxique » l ’emporte sur le symbole « corrosif ».
« toxique en cas d’ingestion »
Les risques particuliers du produit
« provoque de graves brûlures » « danger d’explosion sous l’action de la chaleur »
Les précautions que vous devez prendre pour vous protéger
« porter des gants appropriés » « enlever immédiatement tout vêtement souillé ou éclaboussé »
Il faut lire entièrement l’étiquette pour mieux connaître les risques. « Corrosif » est expliqué dans les phrases de risque. Attention ! Absence d’étiquette ne signifie pas absence de risques.
La conduite à tenir en cas d ’accident
Figure 25: L'étiquette: une mine d'informations
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Leurs vapeurs s’enflamment en présence d’une flamme, d’une étincelle ou de toute autre source d’énergie, même à la température ambiante, comme l’alcool isopropylique ou l’acétone. Exemples : Alcool à brûler, White spirit, Éthanol F – FACILEMENT INFLAMMABLE
Le symbole est le même que pour les produits classés « facilement inflammables » mais la légende « extrêmement inflammable » permet de distinguer les produits dont les vapeurs s’enflamment en présence d’une flamme, d’une étincelle ou de toute autre source d’énergie, même à une température inférieure à O°C, comme l’éther éthylique. F+ - EXTREMEMENT INFLAMMABLE Ils font flamber en facilitant ou accélérant la combustion, notamment des produits inflammables. Les peroxydes ou les chlorates sont des comburants. Exemples : Oxygène, Chlorate de soude, Acide nitrique à 70% O - COMBURANT
Ils explosent en présence d’une flamme, d’un choc ou de frottements, comme le TNT. Exemples : Gaz butane, propane, Nitroglycérine
E - EXPLOSIF
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Attention !
Xn - NOCIF
Certains produits étiquetés « nocif » contiennent des substances toxiques en faible proportion. Un produit « nocif » peut devenir aussi dangereux qu’un produit « toxique » si la dose reçue est importante. Ils agissent comme du poison, brutalement ou petit à petit.
T - TOXIQUE
Ils peuvent provoquer des nausées, vomissements, maux de tête, vertiges, une gène respiratoire et, dans les cas graves, une perte de connaissance ou d ’autres troubles plus importants entraînant la mort. Exemples produits T : Naphtaline, Méthanol, Phénol Exemples produits Xn : Essence de térébenthine, Trichloréthylène
T+ - TRES TOXIQUE Ils rongent la peau ou les yeux en cas de contact ou de projection. Ils rongent les muqueuses du nez, de la gorge et des bronches lorsqu’on les respire. Ils détruisent les cellules des tissus vivants. Exemples : Débouche lavabo (soude caustique), Eau de Javel concentrée à 48 Chl (berlingot), Acide sulfurique, chlorhydrique à 25% et plus C - CORROSIF
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Ils piquent les yeux, la gorge, le nez ou la peau, provoquent des manifestations de chaleur, de rougeur et de douleur. Exemples : Eau de Javel diluée, Produit à décaper les fours, Ammoniaque entre 5 et 10% Xi - IRRITANT
Substances classées dangereuses pour l’environnement aquatique ou non aquatique Exemple : Chlorobenzène N – DANGEREUX POUR L’ENVIRONNEMENT Table 7: Symbolisation des dangers
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7.2.4. Les incompatibilités de stockage
+
-
-
+
-
+
-
O
-
-
+
+
+
O
+
+
Table 8: Incompatibilités de stockage - : ne doivent pas être stockés ensemble + : peuvent être stockés ensemble O : ne doivent être stockés ensemble que si certaines dispositions particulières sont appliquées
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7.2.5. Précautions d’emploi Les produits chimiques employés en exploitation nécessitent de prendre des précautions quand à leur manipulation. Ces précautions diffèrent selon le caractère du produit employé. 7.2.5.1. Produits à caractère cationique C1 C2 C1 Dérivés cationiques oléosolubles : Ces produits, bien que peu nocifs, contiennent des bases organiques libres caustiques ; leur contact peut provoquer des irritations et des brûlures (qui peuvent être aggravées par l’action de la chaleur). Précautions : Ne pas fumer, ne pas prendre de nourriture sur le lieu de travail. Prévoir postes d’eau, douches fontaines oculaires à proximité des lieux de travail. Porter masque ou lunettes, gants, tablier de protection. Éviter tout contact avec la peau et les yeux. Mesures de premiers secours : Contact avec les vêtements : les enlever et les soumettre à un lessivage particulier. Contact avec la peau : éliminer l’excès de produit, laver avec de l’acide acétique dilué à 2% puis avec de l’eau savonneuse jusqu’à formation de mousse. Rincer abondamment à l’eau. Contact oculaire : laver à l’eau, puis avec une solution saturée d’acide borique ou à 1% d’acide acétique. Rincer abondamment à l’eau. Dans tous les cas, appeler un médecin. C2 Dérivés cationiques hydrosolubles : Ces produits sont solubles ou dispersibles dans l’eau et seront donc facilement éliminés par un lavage. Leur contact peut provoquer des irritations et des brûlures. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Précautions : Ne pas fumer, ne pas prendre de nourriture sur le lieu de travail. Porter masque ou lunettes, gants, tablier de protection. Éviter tout contact avec la peau et les yeux. Mesures de premiers secours : Contact avec les vêtements : les enlever et les soumettre à un lessivage particulier. Contact avec la peau : éliminer l’excès de produit, laver à l’eau savonneuse jusqu’à formation de mousse. Rincer abondamment à l’eau. Contact oculaire : laver à l’eau. Rincer abondamment à l’eau. Dans tous les cas, appeler un médecin. 7.2.5.2. Produits non ioniques NI Ces produits contiennent des tensioactifs non ioniques ne présentant pas de caractère nocif particulier. Il y a lieu toutefois d’éviter tout contact avec la peau et les yeux. Mesures de premiers secours : Contact avec les vêtements : les enlever et les soumettre à un lessivage particulier. Contact avec la peau : éliminer l’excès de produit, laver à l’eau savonneuse jusqu’à formation de mousse. Rincer abondamment à l’eau. Contact oculaire : laver à l’eau. Rincer abondamment à l’eau. Dans tous les cas, appeler un médecin. 7.2.5.3. Produits à caractère acide A Ces produits peuvent contenir une certaine acidité libre et devront être manipulés avec précaution. Précautions : Avertir le personnel du caractère corrosif des acides. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Prévoir postes d’eau, douches fontaines oculaires à proximité des lieux de travail. Porter masque ou lunettes, gants, tablier de protection. Ne pas fumer, ne pas prendre de nourriture sur le lieu de travail. Éviter tout contact avec la peau et les yeux. Faire disparaître rapidement les flaques de produit par lavage à grande eau. L’évacuation des eaux résiduaires contenant des acides vers les collecteurs, égouts ou rivières, ne pourra être effectuée que lorsque le pH de ces eaux aura été ramené entre les limites 5.5 et 8.5. Mesures de premiers secours : En cas de contact avec la peau, les yeux, les vêtements : laver les parties affectées à grande eau immédiatement et de façon prolongée. Pour un contact oculaire, une surveillance médicale attentive est conseillée Dans tous les cas, appeler un médecin.
7.2.5.4. Produits contenants des solvants S1 S2 S3 S1 Solvants inflammables : Précautions : Stocker les produits à l’air libre ou dans un local ventilé, sans source de chaleur vive et à équipement électrique conforme Conserver les emballages hermétiquement fermés. Ne pas dépasser une température ambiante de 60°C au stockage. Moyens d’extinction : extincteurs à poudre, à mousse ou à CO2. Mesure particulière dans la lutte contre l’incendie : dégagement possible de fumées toxiques, le port du masque respiratoire est recommandé ; Refroidir à l’eau les récipients de stockage en cas d’incendie à proximité.
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S2 Solvants aromatiques : Se conformer à la législation en vigueur. S3 Solvants alcooliques : Se conformer à la législation en vigueur. Règle générale : Pour plus d’informations, des fiches de données sécurité correspondant à chacun des produits sont tenues à la disposition des utilisateurs (voir exemples ci-après) Ces fiches de données doivent être à disposition des utilisateurs sur les lieux de stockage et d’utilisation (à proximité immédiate) des produits concernés et sous la forme la plus adaptée (fiches plastifiées, cates individuelles, panneaux,…etc…)
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Figure 26: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (1) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Figure 27: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (2) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Figure 28: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (3) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Figure 29: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (4) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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7.3. EXERCICES 24. Quels sont les paramètres à vérifier sur une pompe d’injection
25. Décrire le jaugeage à l’éprouvette
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26. Détaillez un exemple de feuille de suivi produit chimique METTRE SCHEMA
27. Quels problèmes pose l’incompatibilité et la non miscibilité des produits chimiques ?
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28. Incompatibilité de stockage : compléter le tableau suivant
- : ne doivent pas être stockés ensemble + : peuvent être stockés ensemble O : ne doivent être stockés ensemble que si certaines dispositions particulières sont appliquées 29. Sur quel document trouve-t-on tous les renseignements concernant un produit chimique ?
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8. LA CONDUITE 8.1. MISE EN MARCHE ET ARRET L'objectif de la fonction est d'injecter dans les process les produits chimiques requis pour la bonne opération de ceux ci. A chaque produit correspond une unité d'injection indépendante.
8.1.1. Bacs de produits chimiques Les bacs de produits chimiques sont remplis par gravité à partir des «tote tanks» situés dans la zone de dépotage sur les niveaux supérieurs. Ce sont des bacs cylindriques d'un volume total de 2 500 litres. Ils n'ont pas d'internes. Leur instrumentation permet de suivre l'évolution du niveau liquide. Dans chaque bac sont repérés le niveau très bas (LSLL = XXX mm) qui arrête éventuellement les pompes d’injection, le niveau bas (LAL= XXX mm)qui lorsqu'il est activé indique qu'il est possible de transférer le volume d'un tote tank (1 500 l) dans le bac, et le niveau haut (LAH = XXX mm). Ce dernier niveau est reporté en salle de contrôle sous forme d'alarme visuelle indiquant à l'opérateur qu'il doit terminer le transfert.
8.1.2. Inertage (Blanketing) et protection. L'anti mousse et le désémulsionnant étant des produits inflammables, et l'anti oxygène se dégradant en cas de contact prolongé avec l'air, ces produits sont stockés sous atmosphère inerte. Les bacs sont donc inertés à l'aide d’azote. La pression est alors mesurée par un manomètre installé sur chaque bac. Les bacs non inertés ont des connections en attente pour l'éventuelle installation d'un système de d’inertage (ligne N2 + PG –Pressure Gauge-). Ces bacs sont protégés par une soupape calculée au vide et en surpression. La décharge de chaque soupape est protégée par un écran à oiseaux. NB: Les bacs non « blanketés » sont protégés par un évent.
8.1.3. Pompes d'injection. Les pompes sont installées sur le même skid que les bacs de produits dans lesquels elles aspirent. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Dans les unités d'injection process, 2 X 100 % pompes sont installées. Elles fonctionnent en normal/secours automatique. Dans les unités d'injection subsea, 3 X 50 % pompes sont installées, deux maximum sont en opération, une en secours. Le choix 3 X 50 % permet de réduire le débit minimum d'injection sur une seule pompe. Une soupape est installée sur la ligne process en sortie de pompe. Elle constitue la première barrière de sécurité en cas de surpression, son point de tarage étant légèrement inférieur à celui de la soupape interne de la pompe. La ligne de décharge de cette soupape est retournée directement au bac.
8.1.4. Conditions opératoires des pompes. Débit et pression opératoire maximum de chaque pompe Les pompes sont calibrées à l'aide du pot placé en aspiration, le débit est réglé manuellement sur chaque pompe. Elles sont spécifiées à leur débit nominal. Si en opération, toutes les injections simultanées considérées pour le dimensionnement de chaque pompe ne sont pas réalisées, il est nécessaire de recalibrer les pompes en fonction du débit réel à injecter. Remarques : La pompe de secours démarrant souvent automatiquement en cas d'arrêt de la pompe en service, il est impératif que les vannes manuelles en aspiration et en décharge de toutes les pompes soient toujours ouvertes. Injection Rate Control Device (IRCD) : Les IRCD sont un système développé par Palpro qui permet l'injection multipoint simultanée d'un fluide avec des conditions débit et pression différentes pour chaque point d'injection. La pression en amont des IRCD est définie par la pression la plus importante requise au niveau des différents points d'injection. Elle est maintenue constante par une boucle de recirculation contrôlée par la "spill back valve" (vanne de retour du surplus) qui retourne le fluide à l'aspiration si le débit de la pompe est supérieur au débit total d'injection. Le débit est contrôlé en maintenant une différence de pression constante à travers une vanne de contrôle à orifice variable. L'opérateur peut régler manuellement, sur chaque IRCD, la pression souhaitée en sortie (pression au point d'injection + perte de charge en ligne) et le débit requis.
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8.1.5. Filtres pour injection subsea. En sortie de chaque groupe de pompes est installé un jeu de filtres 2 X 100%, un étant en opération, l'autre est secours. Ces filtres ne sont pas bipassables. Le seuil de filtration est de 10 microns (NAS 1838 class 8) de manière à éviter un blocage éventuel du dispositif d'injection en subsea. Sous chaque unité est installé un bac à égouttures qui doit être vidé dans un fût à l'aide d'une pompe de maintenance. Il est interdit de renvoyer des produits chimiques au réseau de drain ouvert.
8.1.6. Contrôle Contrôle de niveau des bacs - Typique unité. Le LT situé sur le bac permet la surveillance du niveau dans le bas. une alarme de niveau haut LAH, reportée sur le DCS (Digital Control System) , avertit l'opérateur qu'il doit terminer l'opération de remplissage du bac correspondant. Le LT assure la sécurité des pompes. En cas de niveau très bas détecté dans un bac, le système doit vérifier que la sortie d'un autre bac est ouverte (HZL non activé) et que l'alarme de niveau bas d'un bac ouvert n'est pas activée. Dans ce cas, l'injection continue à partir d'un autre bac. Dans le cas contraire, si du produit n'est disponible dans aucun des bacs, la pompe est arrêtée par déclenchement de la barre de sécurité correspondante.
8.1.7. États du système. Marche. Les bacs contiennent assez de produit pour que l'injection soit possible. Une pompe est en opération, l'autre à l'arrêt. Sur les unités équipées d'IRCD, les IRCD sont réglés au débit et à la pression désirés. Arrêt normal. Arrêt de la pompe par l'opérateur à partir de la salle de contrôle. Toutes les pompes sont à l'arrêt. Le niveau liquide dans les bacs est normalement au dessus du LSLL d'au moins un bac. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Arrêt d'urgence. Initié par le déclenchement de la barre de sécurité de la pompe correspondante Toutes les pompes sont à l'arrêt. Le niveau liquide dans les bacs dépend de la cause de l'arrêt (LSLL, GPSD...)
8.2. MISE À DISPOSITION (MAD) La mise à disposition des systèmes d’injection de produits chimiques doit se faire selon une procédure bien définie en fonction du niveau de mise à disposition requise. Ces procédures « OPERGUID » sont éditées par les sites concernés. Il convient de bien définir les modes de purge du produit des circuits et du rinçage de ceux ci si nécessaire. L’évacuation du produit purgé doit elle aussi être très rigoureuse. On profitera des grosses mises à disposition pour vérifier que les points d’injection sont munis de cannes d’injection standard type « veine fluide centrale ».
8.2.1. MAINTENANCE 1er DEGRE Hormis les plans de maintenance classiques sur tous les équipements d’injection de produits chimiques, il convient pour l’exploitant de vérifier le bon fonctionnement d’un minimum d’équipements : Contrôle/remplacement des manos Contrôle/remplacement éprouvettes de jaugeage Démontage/Nettoyage filtre aspiration pompe Nettoyage/Maintien propreté des skids Vérification/Resserrage étanchéité circuits d’injection. Vérification bon fonctionnement réseau de blanketing/Events Certaines de ces manipulations peuvent être soumises à autorisation via le permis de travail.
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8.3. EXERCICES 30. Donner des détails de conduite des bacs de produits chimiques.
31. Donner des détails de conduite du blanketing et protection.
32. Donner des détails de conduite des pompes d'injection.
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33. Quelles sont les 2 actions primordiales à effectuer lors d’une MAD (Mise A Disposition)
34. Quelles sont les actions de maintenance que l’exploitant se doit de faire sur les unités d’injection de produits chimiques ?
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9. TROUBLESHOOTING 9.1. CONSÉQUENCES SUITE À PROBLÈMES ET ARRÊTS Les conséquences suite à problèmes et arrêts d’injection produits chimiques sont Quasi immédiates; toutes les injections de produits chimiques visant à améliorer la séparation des effluents Moyen/Long terme : toutes les injections de produits chimiques visant à protéger les équipements
Figure 30: Exemple de perturbation Sur la figure on voit un exemple de perturbation due à un désamorçage de pompe d’injection de produit chimique sur un puits PCI
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9.1.1. Conséquences traitement effluent (séparation) 9.1.1.1. Désémulsifiant Perte des niveaux interface huile Perte /eau Déclenchement des séparateurs par LDSH/L Déclenchement des puits PCI BSW sortie huile séparateur élevé ppm huile dans sortie eau séparateur élevé 9.1.1.2. Anti mousse Perte du niveau huile dans les séparateurs Déclenchement des séparateurs par LSH/L Gaz en sortie de séparateur trop « chargé » de liquides (arrivée de liquides dans les scrubbers gaz trop importante, fumée noire à la torche) Huile en sortie de séparateur trop gazée (déclenchement des pompes de circulation par PSL aspiration, cavitation pompes) 9.1.1.3. Déshuilant Dégradation du rendement des traitements des eaux de production (très sensible sur les hydrocyclones) ppm huile dans rejet mer des eaux de production trop élevé
9.1.2. Conséquences traitement eau d'injection 9.1.2.1. Floculant : Polyelectrolite Dégradation du rendement de la filtration primaire (Multi-Media Fine Filters) et colmatage rapide de la filtration sécurité (filtres cartouches)
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9.1.2.2. Antioxygéne et déchlorinateur : Bisulfite Dégradation du rendement de la désaération de l’eau d’injection Arrêt de l’injection d’eau et mise en bypass rejet mer Ö impact sur le réservoir Injection d’eau trop « limite » en terme de présence d’O2 Attention : un excès de bisulfite (> 4ppm) en aval du traitement n’est pas acceptable car corrosif. 9.1.2.3. Anti dépôts Formation de dépôts trop rapide Ö colmatage filtres Colmatage et destruction membranes sur unités de désulfatation 9.1.2.4. Biocide non oxydant Formation de foyers bactériens anaérobie trop rapide Ö colmatage filtres Colmatage et destruction membranes sur unités de désulfatation
9.1.3. Conséquences traitement eau de relevage 9.1.3.1. Antifouling Perte de protection des tuyauteries contre la fixation, la prolifération et le grossissement des coquillages dans les tuyauteries eau de mer, les réfrigérants, les vannes. Augmentation pertes de charges dans les tuyauteries Colmatage filtres/ crépines plus rapide Cavitation des pompes Augmentation concentration bactérienne
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9.1.4. Conséquences traitement pour protection des équipements 9.1.4.1. Bactéricide installations de surface Augmentation formation bactérienne dans le fond des ballons de production Ö corrosion 9.1.4.2. Antidépôts / anticorrosion subsea Arrêt de protection des installations sous-marines (tubing, têtes de puits, manifolds et collectes Ö risques de dépôts (carbonates et sulfates) et de corrosion (surtout protection des lignes contre l’érosion corrosion où les vitesses sont élevées) 9.1.4.3. Bactéricide collectes subsea huile Pas de destruction de formations bactériennes dans les lignes de production sous marines (manifolds, bundles, risers…). Attention : Ne pas laisser le réseau sous produit chimique après première utilisation. Balayer la ligne avec MEG (Mono Ethylène Glycol). 9.1.4.4. Bactéricide injection eau Augmentation formation bactérienne dans les lignes d’injection / LCT (Liaison Couche Trou) Ö corrosion 9.1.4.5. Anticorrosion et stabilisation de pH pour Boucle eau chaude et eau
froide Pas de protection des lignes Ö corrosion spécifique de traitement eau de chaudière. Fuites par percements 9.1.4.6. Anti paraffine Accélération de la formation et des dépôts Ö bouchage lignes, pipes export, dépôts dans les séparateurs. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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9.2. RETOUR D’EXPÉRIENCE FILIALE Coûts des traitements (produits chimiques) : 6.000 kUSD en 2002 à 3.800 kUSD en 2003 (Hors traitements squeeze) Montant correspondant au budget d’une seule filiale en tant qu’exemple chiffrant l’impact des produits chimiques – montant moyen de filiale. Contexte: Production similaire Augmentation des coûts des produits de traitement de 15 à 20% ($/Euro) Traitements anticorrosion inchangés et traitements dépôts minéraux étendus Fiabilisation des injections La fiabilisation des injections permet des économies rapides, dans la mesure ou un traitement bien appliqué est plus efficace et donc moins cher. Formation des responsables La formation des responsables traitement aux modes d’action des différents produits et aux enjeux du traitement a été très profitable. Elle a permis : de diminuer le nombre de mauvaises utilisations (par exemple dissociation des programmes de raclage et de batch de bactéricide) ou initiatives malheureuses de faciliter la collaboration entre les personnes en charge de l’application des traitements sur site et le responsable en charge des préconisations. Passage d’une livraison en fûts à une livraison en cuves Mode de fonctionnement antérieur: livraison majoritairement en fûts 6000 fûts transférés par an dans des cuves « Allibert » de 800 l qui faisaient des A/R entre le parc à fûts et les sites.
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Inconvénients HSE: Impossible de vider un fût complètement (écoulements en décharge); exposition du personnel lors du transfert des fûts; si une cuve était endommagée la fuite n’était souvent détectée qu’après livraison; une même cuve servait à plusieurs produits (étiquetage sécurité impossible) Inconvénients qualité: risque de mélange de produits lors du transfert (même pompe, cuves réutilisées, erreur humaine....) Tous nos fournisseurs ont accepté de passer à des livraisons en cuves à usage unique à coûts identiques L’injection peut directement être réalisée depuis ces cuves : Vannes 2’’ avec adaptateur Bande de lecture de niveau Affichage sécurité « utilisateur » Figure 31: Exemple de cuve pour produits chimiques Résultats : Coûts produits chimiques: estimation gain de 10% en produits (fonds de fûts, pertes pendant le transfert, fuites après avoir réutilisé une cuve endommagée...) Coûts induits: manutention, logistique sites à terre (possibilité de livraison « d’opportunité » si il reste de la place sur une plate qui va partir), achats cuves « Allibert » (100 kUSD/an) HSE: On impose à nos fournisseurs l’affichage réglementaire « utilisateur » sur toutes les cuves Qualité: suppression des risques d’erreur d’étiquetage, de mélange de produits ou de ré-utilisation de cuves sales Stockage: surface de stockage moindre pour les cuves, moins de pertes, roulement du stock facilité
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Consommation
Coût produit
litres
%
US$
%
Désémulsifiant
497.200
24
1.895.457
26,3
Déshuilant
107.740
5
413.437
5,7
Anti mousse
98.400
5
343.296
4,8
Inhibiteur corr
200.800
10
711.322
9,9
Bactéricide
113.200
5
1.045.265
14,5
Anti O2
76.200
4
140.760
2,0
Anti paraffine
339.400
16
1.262.624
17,5
Détergent
122.000
6
179.544
2,5
MDEA
25.610
1
79.168
1,1
TEG
145.600
7
314.496
4,4
Méthanol
261.480
12
162.078
2,2
Anti dépôt
94.649
5
546.959
7,6
Betz
15.571
1
26.780
0,4
Toluène
4.310
0
3.520
0,0
Cartouches filtre
21.383
0,3
DICB
66.617
0,9
7.212.706
100
TOTAL
2.102.160
100
Table 9: Exemple de consommation / coût d'une filiale Ce chiffrage correspond au montant après évolution des traitements et « optimisation »
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A ntidepo t M ethano l T EG M D EA D ET ER GEN T
carto TBoET uches luène DZIC BF il D ESEM UL
ANTI- P ARF
D ESH UILA N T A N T I - M OUSS ANTI- O 2 B A C T ER IC ID E
IN H IB T - C OR
Figure 32: Représentation graphique de la consommation des produits chimiques
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9.3. EXERCICES 35. Quelles sont les actions que l’on doit mener pour réduire les coûts d’injection de produits chimiques ?
36. Citer les 2 types de conséquences suite à problèmes/arrêts d’injection produits chimiques
37. Quelles sont les conséquences de problèmes ou arrêt du désémulsifiant ?
38. Quelles sont les conséquences de problèmes ou arrêt de l’antimousse ?
39. Quelles sont les conséquences de problèmes ou arrêt du déshuilant :
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10. GLOSSAIRE
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11. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1: Injection des produits chimiques...........................................................................6 Figure 2: Exemple réseau injection produits chimiques sur GIRASSOL..............................8 Figure 3: Extrait d'un rapport de chimie de production.......................................................10 Figure 4: Dépôt de sulfates................................................................................................12 Figure 5: Dépôt de carbonates ..........................................................................................13 Figure 6: Dépôt de paraffines ............................................................................................14 Figure 7: Hydrate sortie d’une gare racleur........................................................................17 Figure 8: Formation des hydrates ......................................................................................17 Figure 9: Les solutions pour le problème d'hydrates..........................................................19 Figure 10: Le moussage ....................................................................................................24 Figure 11: Floculation et coalescence ...............................................................................27 Figure 12: PFD - Chemical Injection System – Girassol ....................................................36 Figure 13:...........................................................................................................................37 Figure 14: P&ID Chemical Injection System Biocide - Girassol .........................................39 Figure 15: Exemple typique d'une feuille de données dimensionnement ..........................40 Figure 16: Exemples d'injecteurs .......................................................................................41 Figure 17: Réseau chlore...................................................................................................48 Figure 18: Traitement eau de relevage ..............................................................................49 Figure 19: Les produits chimiques et le process................................................................55 Figure 20: Pompe volumétrique.........................................................................................57 Figure 21: Jaugeage a l’éprouvette ...................................................................................58 Figure 22: Skid de CORRIDOS .........................................................................................60 Figure 23: Compatibilité entre fonctions à 20 °C................................................................64 Figure 24: Compatibilité entre fonctions après 7 jours à 4 °C ............................................65 Figure 26: L'étiquette: une mine d'informations .................................................................66 Figure 27: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (1) ...............................75 Figure 28: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (2) ...............................76 Figure 29: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (3) ...............................77 Figure 30: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (4) ...............................78 Figure 31: Exemple de perturbation...................................................................................88 Figure 32: Exemple de cuve pour produits chimiques .......................................................93 Figure 33: Représentation graphique de la consommation des produits chimiques ..........95
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12. SOMMAIRE DES TABLES Table 1: Principales caractéristiques solutions d'hydrates.................................................20 Table 2: Exemple de produits chimiques utilisés sur les puits producteurs / injecteurs .....29 Table 3: Exemple de produits chimiques utilisés sur les procédés de traitement huile/eau/gaz ..............................................................................................................30 Table 4: Exemple de liste d'injection des produits chimiques ............................................62 Table 5: Exemple de suivi journalier produits chimiques FPSO GIRASSOL .....................63 Table 6: Les catégories de dangers...................................................................................66 Table 7: Symbolisation des dangers..................................................................................69 Table 8: Incompatibilités de stockage ................................................................................70 Table 9: Exemple de consommation / coût d'une filiale .....................................................94
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13. CORRIGE DES EXERCICES 1. Quels sont les problèmes à résoudre les plus fréquents ? Les problèmes à résoudre sont variés ; citons parmi les plus fréquents : les émulsions d’eau dans les pétroles bruts, la salinité des bruts, les dépôts de paraffines, les dépôts de sels minéraux, la corrosion, les nuisances d’origine bactérienne, la pollution des eaux par les hydrocarbures. 2. Quels sont les produits chimiques employés en exploitation pétrolière ? L’utilisation d’additifs chimiques représente souvent la solution la plus économique et quelques fois même, la seule action efficace. Ainsi pour lutter efficacement, toute une gamme de produits est à disposition de l’exploitant pour répondre à ses besoins, c’est ainsi que sont proposés : des dessalants-désémulsionnants des inhibiteurs de paraffines des anti-dépots des inhibiteurs de corrosion des réducteurs d’oxygène des bactéricides des floculants des antimousses des formulations diverses. 3. Quand et comment sont identifiés les problèmes posés par l’effluent ? Ces problèmes sont identifiés à chaque début de développement de champs d’hydrocarbures. Un rapport de chimie de production est alors édité suite à l’analyse des fluides en place dans le réservoir et ce rapport reprend les problèmes que l’on rencontrera avec le traitement des fluides rencontrés.
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4. Quels sont les Problèmes portant atteinte à l’intégrité des équipements ? Problèmes portant atteinte à l’intégrité des équipements : les dépôts la corrosion les hydrates 5. Quels sont les Problèmes portant atteinte à l’efficacité des procédés ? Problèmes portant atteinte à l’efficacité des procédés : les émulsions d’eau dans les pétroles bruts, le moussage la salinité des bruts, les nuisances d’origine bactérienne, la pollution des eaux par les hydrocarbures. 6. Citer les différents types de dépôts minéraux et organiques Dans la catégorie des dépôts minéraux, on retrouve trois sous ensembles : Les sulfates. Les carbonates. Les savons de calcium. On distingue deux catégories principales parmi les dépôts organiques : Les paraffines. Les asphaltènes. 7. Quels sont les facteurs favorisant la corrosion ? La corrosion résulte de l'action commune de plusieurs facteurs agissant simultanément : L'eau. Le temps. D'un ou de plusieurs agents corrosifs comme le CO2 ou l'H2S dissous, l'acidité, l'oxygène ou le chlore (mais pas les chlorures). De conditions favorables comme la présence de bactéries, le type d'écoulement, les sels, le sable, la température, les matériaux inadéquats, ou des contraintes trop importantes. A noter qu’il peut y avoir corrosion bactérienne sous dépôt. 8. Que sont les hydrates ? Les hydrates sont des structures cristallines résultant de la combinaison physique de molécules d'eau, d'hydrocarbures et d'autres (H2S, CO2, ...), dans certaines conditions de pression et de température. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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9. Solutions pour s’opposer aux hydrates ? Pour s'opposer aux hydrates, différentes approches sont possibles. Chacune vise à lutter contre l'un des paramètres de formation. Présence d'eau : dans ce cas, on veillera à déshydrater le gaz, ce qui revient à déplacer la courbe de rosée eau et donc à éliminer toute présence d'eau liquide dans le gaz. Contrôle du domaine : connaissant le procédé et les différentes conditions en pression et en température de l'effluent, cette solution est basée sur un design approprié évitant les points à risque. Inhibition : c'est à dire modifier la composition de l'effluent de manière à déplacer la courbe de formation d'hydrates. On notera que dans le domaine des inhibiteurs, on distingue plusieurs catégories (cinétiques, méthanol, glycol ou les sels). 10. Qu’est ce qu’une émulsion ? Une émulsion est un mélange de deux liquides non miscibles dont l’un est dispersé sous forme de gouttes dans l’autre. Cette dispersion est stabilisée par des agents émulsifiants placés à l’interface. Le liquide dispersé constitue la phase interne, l’autre la phase externe. Sur les champs pétroliers, les émulsions sont constituées d’huile et d’eau. Conventionnellement, une émulsion huile dans eau est appelée « directe », une émulsion d’eau dans huile est appelée « inverse ». Les agents émulsifiants les plus souvent rencontrés sont les corps polaires contenus dans les bruts, tels que les asphaltènes ou les résines. Certains solides peuvent également jouer ce rôle (sable, argiles, paraffines ou produits de corrosion... ). 11. Conditions pour séparer les émulsions ? La séparation de l’huile et de l’eau suppose que deux conditions soient réalisées : la décantation des gouttes la rupture de l’émulsion pour former une phase homogène. 12. Comment séparer les émulsions ? La séparation de l’huile et de l’eau suppose que deux conditions soient réalisées : la décantation des gouttes la rupture de l’émulsion pour former une phase homogène. ∆ρ * d 2 La décantation est toujours basée sur la loi de STOKES : Vd = K * g *
µ
L’application de cette loi à une goutte d’eau de 50 microns, dans une huile de viscosité 5 cPo et de masse volumique 850 Kg/m3, donne une vitesse de Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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décantation de 2 mm/mn. Cette vitesse est très faible et incompatible avec la compacité des équipements. Tous les procédés de séparation, sont donc étudiés pour augmenter cette vitesse ou limiter la hauteur de décantation. La hauteur de séparation est diminuée par l’ajout d’internes. Par exemple, une goutte pénétrant entre deux plaques parallèles va être séparée dès qu’elle aura atteint la plaque inférieure. Le rapport Sh/Q = t , peut être augmenté par fluxage ou réchauffage, Les procédés tendant à augmenter le facteur « g » (Hydrocyclones) sont, pour l’instant, peu utilisés en traitement d’huile. L’augmentation du diamètre des gouttes est le facteur le plus important. Le diamètre intervient à la puissance 2 dans la loi de Stokes. Trois procédés permettent cette augmentation : l’ajout d’eau la présence d’un champ électrique pulsé l’injection de produits chimiques. Enfin, une fois décantées, les gouttes doivent passer sous la forme d’une phase homogène. Cette action s’appelle la coalescence et est essentiellement favorisée par les injections de produits chimiques. Si les gouttes décantées ne coalescent pas, elles s’accumulent à l’interface et forment un « matelas » dont l’épaisseur s’accroît. 13. Qu’est-ce que le moussage ? Une mousse est une émulsion de gaz dans l’huile.
14. Pourquoi doit-on casser les mousses ? Comme pour les émulsions dans la séparation liquide/liquide, les mousses détériorent la séparation gaz/liquide. Le moussage rend très difficile la régulation de niveau d’un séparateur. L’entraînement de liquide dans le gaz provoque le plus souvent des problèmes d’engorgement de scrubber, de protection des compresseurs, de mauvaise combustion à la torche, de pollution des solvants de traitements de gaz L’entraînement de gaz dans le liquide provoque la cavitation des pompes de reprise, et peut créer des dégazages en aval dans des capacités non prévues à cet effet. 15. Quelles sont les 2 actions visant à séparer les mousses ? Il ressort de ce qui précède que les procédés utilisés doivent avoir l’une des deux actions : augmenter la vitesse de drainage des films interfaciaux, Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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augmenter l’épaisseur limite du film interfacial en dessous de laquelle il n’a plus de stabilité. 16. Comment augmente-t-on l’épaisseur limite de rupture ? Cela correspond à diminuer la tension interfaciale huile/gaz. La température est, là aussi, un facteur favorable. Le procédé le plus efficace est encore l’injection de produits chimiques. Les produits le plus couramment utilisés sont les huiles silicones (polysiloxanes). D’autres produits tels que les alcools lourds ou les fluoro-silicones ont également une action mais sont en règle générale moins efficaces. Les conditions d’utilisation des produits sont les suivantes : injection le plus près possible de l’entrée du séparateur. Ces produits ne sont plus efficaces si ils sont trop mélangés avec le brut. Dans le cas (rare) où deux séparateurs en série moussent, l’injection doit être effectuée à l’entrée de chacun d’eux. dose faible dans le cas des huiles silicones, 2 à 3 ppm si le produit est pur, 4 à 5 ppm pour les produits commerciaux dilués. 10 à 20 ppm pour les produits autres que les huiles silicones. 17. Quelles sont les actions des désémulsionnats ? Les désémulsionnants sont des composés qui, injectés en très faible quantité, se dispersent dans l’émulsion, diffusent jusqu’à l’interface eau/huile et jouent le rôle de déstabilisants 18. Quelles sont les actions des inhibiteurs de corrosion ? Ils se déposent à la surface du métal et « empoisonnent » le processus de corrosion. 19. Quelles sont les actions des bactéricides ? Le mode d’action est variable suivant les caractéristiques chimiques des formations Le pouvoir tensioactif de la plupart des bactéricides joue également un rôle important ; il empêche l’accrochage des bactéries sur les surfaces métalliques et permet la destruction des tubercules. La plupart des bactéricides possèdent également d’importantes propriétés inhibitrices de la corrosion. 20. Quelles sont les actions des solvants de paraffines ? Utilisés de manière curative, ces produits agissent sur des dépôts déjà formés. Il est nécessaire de laisser le produit en contact avec le dépôt une à quelques heures afin qu’il dissolve les paraffines. Ce traitement peut être utilisé avant un traitement Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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mécanique, le « ramollissement » du dépôt par effet solvant rendant le passage du racleur plus efficace. 21. Quelles sont les actions des dispersants de paraffines ? Contrairement au précédent, ces produits ont une action préventive. Ils n’empêchent pas l’insolubilisation des paraffines de se produire, mais réduisent ou éliminent la croissance des germes cristallins. Ce sont des macro-molécules de structure voisine de celle des paraffines, mais qui comportent des groupes polaires en bout de chaîne. Leur identité de structure les fait participer à la cristallisation. Ils peuvent même l’initier en jouant le rôle de germes, mais les groupes polaires se situant en bout de chaines créent des forces de répulsion qui empêchent les microcristaux de paraffines de croître. Ainsi les paraffines insolubilisées restent dispersées dans le brut sous forme colloïdale. 22. Quelles sont les actions des anti dépôts ? Ces composés absorbent sur les sites de croissance des germes de cristallisation. La croissance cristalline est inhibée ou pour le moins rendu désordonnée et les précipités, quand ils se produisent, ne forment pas de dépôt adhérant. 23. Indiquez sur le schéma où se trouvent les injections de produits chimiques METTRE SCHEMA
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24. Quels sont les paramètres à vérifier sur une pompe d’injection Vérifier si elle débite. Dans certains cas on peut voir les à -coups de la pompe sur le manomètre. Vérifier si les manos sont bons (état / échelle / vanne ouverte / non bouché). Vérifier la pression du réseau dans lequel elle injecte. (Pression de refoulement). Vérifier que la soupape refoulement ne fuit pas que le produit ne tourne pas en « rond » Vérifier si le moteur tourne (ventilateur tourne? grille non obstruée). Vérifier que le filtre aspiration est propre. 25. Décrire le jaugeage à l’éprouvette Lors d'un jaugeage à l'éprouvette la pompe aspire dans l'éprouvette au lieu de la cuve. Le remplissage de l'éprouvette se fait par gravité depuis la cuve par la même ligne que l'aspiration de la pompe. La vitesse de ce remplissage peut indiquer un bouchage partiel (voir même total) de la ligne. En chronométrant la vidange d'une certaine quantité de produit on calcule le débit. La mesure se faisant en un temps court avec une petite quantité de produit, une petite erreur de mesure ramenée sur la journée peut après le calcul être importante. D'ou l'importance de faire précisément : la lecture du niveau dans l'éprouvette au début de la mesure la lecture du niveau après le chronométrage précis remplir l'éprouvette au dessus du repère haut ouvrir la vanne d'aspiration de la pompe sur l'éprouvette fermer la vanne d’aspiration de la cuve déclencher le chrono au passage du repère haut le re-déclencher au passage du repère bas re-disposer l'aspiration sur la cuve Cette mesure ne donne que le débit à l'instant T. La répétition des mesures affine la précision. Certaines éprouvettes donnent directement la valeur d’injection (ltr/jr) sur un chronométrage d’une minute. 26. Détaillez un exemple de feuille de suivi produit chimique METTRE SCHEMA
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27. Quels problèmes pose l’incompatibilité et la non miscibilité des produits chimiques ? Certains accidents proviennent de mauvaises manipulations et amènent à des mélanges de produits non compatibles lors de remplissages de feed tanks et déclenchent des réactions chimiques entre les produits qui peuvent conduire au démarrage d’un incendie ou à une polymérisation avec dégagement de hautes températures dans la cuve. C’est pour cela qu’il existe sur chaque site une matrice miscibilité/compatibilité des produits entre eux. De plus l’approvisionnement en fûts de 200ltr tend à être éliminé pour éviter ce genre de problèmes. Des cuves réservoirs sont maintenant disponibles en livraison et se connectent directement aux skids d’injection évitant les mélanges malencontreux, le trop grand nombre de manips de fûts, les surconsommations (fonds de fûts impompables). 28. Incompatibilité de stockage : compléter le tableau suivant
+ +
+ O
+ +
+ O + +
29. Sur quel document trouve-t-on tous les renseignements concernant un produit chimique ? Règle générale : Pour plus d’informations, des fiches de données sécurité correspondant à chacun des produits sont tenues à la disposition des utilisateurs
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30. Donner des détails de conduite des bacs de produits chimiques. Les bacs de produits chimiques sont remplis par gravité à partir des tote tanks situés dans la zone de dépotage sur les niveaux supérieurs. Ce sont des bacs cylindriques d'un volume total de 2 500 litres. Ils n'ont pas d'internes. Leur instrumentation permet de suivre l'évolution du niveau liquide. Dans chaque bac sont repérés le niveau très bas (LSLL = XXX mm) qui arrête éventuellement les pompes d’injection, le niveau bas (LAL= XXX mm) qui lorsqu'il est activé indique qu'il est possible de transférer le volume d'un tote tank (1 500 l) dans le bac, et le niveau haut (LAH = XXX mm). Ce dernier niveau est reporté en salle de contrôle sous forme d'alarme visuelle indiquant à l'opérateur qu'il doit terminer le transfert. Contrôle Contrôle de niveau des bacs - Typique unité. Le LT situé sur le bac permet la surveillance du niveau dans le bas. Une alarme de niveau haut LAH, reportée sur le DCS, avertit l'opérateur qu'il doit terminer l'opération de remplissage du bac correspondant. Le LT assure la sécurité des pompes. En cas de niveau très bas détecté dans un bac, le système doit vérifier que la sortie d'un autre bac est ouverte (HZL non activé) et que l'alarme de niveau bas d'un bac ouvert n'est pas activée. Dans ce cas, l'injection continue à partir d'un autre bac. Dans le cas contraire, si du produit n'est disponible dans aucun des bacs, la pompe est arrêtée par déclenchement de la barre de sécurité correspondante. 31. Donner des détails de conduite du blanketing et protection. L'anti mousse et le désémulsionnant étant des produits inflammables, et l'anti oxygène se dégradant en cas de contact prolongé avec l'air, ces produits sont stockés sous atmosphère inerte. Les bacs sont donc blanketés à l'aide d’azote. La pression est alors mesurée par un manomètre installé sur chaque bac. Les bacs non blanketés ont des connections en attente pour l'éventuelle installation d'un système de blanketing (ligne N2 + PG). Ces bacs sont protégés par une soupape calculée au vide et en surpression. La décharge de chaque soupape est protégée par un écran à oiseaux. NB: Les bacs non blanketés sont protégés par un évent. 32. Donner des détails de conduite des pompes d'injection. Les pompes sont installées sur le même skid que les bacs de produits dans lesquels elles aspirent. Dans les unités d'injection process, 2 X 100 % pompes sont installées. Elles fonctionnent en normal/secours automatique. Dans les unités d'injection subsea , 3 X 50 % pompes sont installées, deux maximum sont en opération, une en secours. Le choix 3 X 50 % permet de réduire le débit minimum d'injection sur une seule pompe. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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Une soupape est installée sur la ligne process en sortie de pompe. Elle constitue la première barrière de sécurité en cas de surpression, son point de tarage étant légèrement inférieur à celui de la soupape interne de la pompe. La ligne de décharge de cette soupape est retournée directement au bac. 33. Quelles sont les 2 actions primordiales à effectuer lors d’une MAD (Mise À Disposition) La mise à disposition des systèmes d’injection de produits chimiques doit se faire selon une procédure bien définie en fonction du niveau de mise à disposition requis. Ces procédures « OPERGUID » sont éditées par les sites concernés. Il convient de bien définir les modes de purge du produit des circuits et du rinçage de ceux ci si nécessaire. L’évacuation du produit purgé doit elle aussi être très rigoureuse. On profitera des grosses mises à disposition pour vérifier que les points d’injection sont munis de cannes d’injection standard type « veine fluide centrale ». 34. Quelles sont les actions de maintenance que l’exploitant se doit de faire sur les unités d’injection de produits chimiques ? Hormis les plans de maintenance classiques sur tous les équipements d’injection de produits chimiques, il convient pour l’exploitant de vérifier le bon fonctionnement d’un minimum d’équipements : Contrôle/remplacement des manos Contrôle/remplacement éprouvettes de jaugeage Démontage/Nettoyage filtre aspiration pompe Nettoyage/Maintien propreté des skids Vérification/Resserrage étanchéité circuits d’injection. Vérification bon fonctionnement réseau de blanketing/Events Certaines de ces manipulations peuvent être soumises à autorisation via le permis de travail. 35. Quelles sont les actions que l’on doit mener pour réduire les coûts d’injection de chemics ? Fiabilisation des injections La fiabilisation des injections permet des économies rapides, dans la mesure ou un traitement bien appliqué est plus efficace et donc moins cher. La formation des responsables traitement aux modes d’action des différents produits et aux enjeux du traitement a été très profitable. Elle a permis : o de diminuer le nombre de mauvaises utilisations (par exemple dissociation des programmes de raclage et de batch de bactéricide) ou initiatives malheureuses (par exemple injection en GL d’un produit destiné à une CLI) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007
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o de faciliter la collaboration entre les personnes en charge de l’application des traitements sur site et le responsable en charge des préconisations. Passage d’une livraison en fûts à une livraison en cuves 36. Citer les 2 types de conséquences suite à problèmes/arrêts d’injection produits chimiques Quasi immédiates : toutes les injections de produits chimiques visant à améliorer la séparation des effluents Moyen/Long terme : toutes les injections de produits chimiques visant à protéger les équipements 37. Quelles sont les conséquences de problèmes ou arrêt du désémulsifiant ? perte des niveaux interface huile/eau déclenchement des séparateurs par LDSH/L Déclenchement des puits PCI BSW sortie huile séparateur élevé ppm huile dans sortie eau séparateur élevés 38. Quelles sont les conséquences de problèmes ou arrêt de l’antimousse ? perte du niveau huile dans les séparateurs déclenchement des séparateurs par LSH/L gaz en sortie de séparateur trop « chargé » de liquides (arrivée de liquides dans les scrubber gaz trop importante, fumée noire à la torche) huile en sortie de séparateur trop gazée (déclenchement des pompes de circulation par PSL aspiration, cavitation pompes) 39. Quelles sont les conséquences de problèmes ou arrêt du déshuilant : dégradation du rendement des traitements des eaux de production (très sensible sur les hydrocyclones) ppm huile dans rejet mer des eaux de production trop élevée
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