Les Produits Chimiques

LE PROCESSLES 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 Page 2 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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 Page 3 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 4 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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 » Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 5 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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 Page 6 de 110 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 7 de 110 . et « gaz ». du gaz et de l’eau. Les produits chimiques sont injectés à différents endroits de la chaîne de traitement de l’huile. Ils vont concourir à une aide et une optimisation du traitement pour avoir des produits finis respectant les spécifications requises. la seule action efficace. « eau ».Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques L’utilisation d’additifs chimiques représente souvent la solution la plus économique et quelques fois même. 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. Se reporter aux cours PROCESS pour avoir une définition précise des différentes spécifications requises des produits finis «huile ». 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 GL I R C D Réseau GL GX 840 A/B TA 840 Anti-mousse Page 8 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques . Quels sont les produits chimiques employés en exploitation pétrolière ? Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 9 de 110 .1.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 2. Quels sont les problèmes à résoudre les plus fréquents ? 2. EXERCICES 1. Figure 3: Extrait d'un rapport de chimie de production Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 10 de 110 . 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. LES DIFFERENTS TYPES L’exploitation des hydrocarbures est grande consommatrice de différents types de produits chimiques. voire plusieurs fonctions afin de pallier aux différents problèmes d’exploitation rencontrés. Chaque produit a une.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3. Ces problèmes sont identifiés à chaque début de développement de champs d’hydrocarbures. la pollution des eaux par les hydrocarbures.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Nous détaillerons dans un premier temps les différents problèmes rencontrés. puis les produits chimiques associés. le moussage la salinité des bruts. les nuisances d’origine bactérienne. 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. Les problèmes à résoudre sont variés . Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 11 de 110 . Figure 4: Dépôt de sulfates Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 12 de 110 .1. perfos. les dépôts viennent changer considérablement le bon fonctionnement des installations (modification des écoulements.1. 3. on retrouve trois sous ensembles : Les sulfates. strontium.). liaison couche trou. etc. Les savons de calcium. PROBLÈMES PORTANT ATTEINTE À L’INTÉGRITÉ DES ÉQUIPEMENTS 3. calcium) et l'autre avec des ions sulfates (SO4). On les retrouve dans la formation (à cause de l'injection d'eau). Les dépôts minéraux Dans la catégorie des dépôts minéraux.1.1.1.1. Le dépôt se constitue donc au moment du mélange et une de ses caractéristiques principales est une cinétique de formation immédiate. 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. Ils sont généralement classés en deux catégories: Les dépôts minéraux.). L'une avec des ions alcalino-terreux (baryum. Les dépôts organiques. Les dépôts Indésirables.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3. Les sulfates Les sulfates proviennent d'un mélange de deux eaux. Les carbonates. bouchages. etc. par augmentation de la température ou par une baisse de la pression. Le cas échéant. c'est pourquoi on cherchera plutôt à utiliser un traitement préventif. 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. le tubing et la duse de production. 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 13 de 110 . La durée de la protection dépend des concentrations. L'effet inverse de la pression et de la température rend la prévision de formation difficile. Pour cela. des propriétés de la roche ainsi que des hétérogénéités de la formation (variable de 15 jours à 1 an).Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques D'une manière générale. les sulfates alcalino-terreux ne sont pas solubles par les acides. on pourra utiliser des inhibiteurs (retardateurs de cristallisation) ou des traitements acides. car la solubilité est accompagnée d'un dégagement de CO2 ce qui représente une contrainte importante vis-à-vis de la corrosion. Il y a trois zones de dépôts privilégiées : la LCT (Liaison Couche Trou). c'est une solution qui sera très peu utilisée. Les inhibiteurs utilisables pratiquement sont des "retardateurs de cristallisation et fonctionnent par effet de seuil (concentration maximale). car il y a des sursaturations qui durent longtemps. Les carbonates Les carbonates sont dus à une précipitation par départ de CO2 équilibrant. La formation est lente. 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. Bien que les carbonates soient très solubles dans les acides. 3. 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.2. On en trouve dans le process (à l’interface huile/eau). Dans le tubing.1. Leur évacuation vers la surface provoque alors une sursaturation des alcanes les plus lourds. Leur comportement est similaire aux carbonates (Pression favorable. Température défavorable) Solutions: même inhibiteurs que pour les carbonates.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Quand du gaz sec est utilisé pour le gas lift et à cause de son point de rosée. 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. 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. Les asphaltènes. Les dépôts organiques Les hydrocarbures sont en condition supercritique dans le réservoir. mais aussi parfois dans le puits. l’injection de gas lift favorise la vaporisation de l’eau de production ce qui augmente la saturation en sels et minéraux. Figure 6: Dépôt de paraffines Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 14 de 110 . On distingue deux catégories principales parmi les dépôts organiques : Les paraffines.1. Ce sont essentiellement des savons de calcium. Les paraffines La cristallisation des paraffines est d'origine thermique (refroidissement). L’injection d’eau ou d’inhibiteur de carbonates dans le gas lift peut être une solution préventive. Le dépôt dû à une floculation des molécules asphalténiques colloïdales intervient en général là où le point de bulle est atteint. 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.2. et leurs molécules sont longues et plates. Toutefois. dispersants.1. les conditions de formation des asphaltènes ne sont que très peu maîtrisées aujourd'hui. ou des contraintes trop importantes. détergents). Dans ce chapitre. solvants. la température. D'un ou de plusieurs agents corrosifs comme le CO2 ou l'H2S dissous. on aura un comportement différent. 3. ou curative de manière mécanique (grattage). le type d'écoulement. nous traiterons également les problèmes de l'érosion dans le milieu de la production.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques La solution contre leur formation peut être préventive (chauffage. Comment ? La corrosion résulte de l'action commune de plusieurs facteurs agissant simultanément : L'eau. Le temps. le sable. 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). De conditions favorables comme la présence de bactéries. isolation). La notion de temps est importante vis-à-vis de la corrosion. les matériaux inadéquats. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 15 de 110 . car suivant la durée avant nuisance. réchauffage. ou encore de manière chimique (cocristallisants. Le facteur temps. La corrosion La corrosion génère des dommages susceptibles de provoquer à plus ou moins long terme une perte d'intégrité de l'équipement concerné. les sels. A noter qu’il peut y avoir corrosion bactérienne sous dépôt. l'acidité. l'oxygène ou le chlore (mais pas des chlorures). Les asphaltènes Les asphaltènes sont les composés aromatiques les plus lourds (>C100). Si les coûts de réparation du puits ou du matériel s'avéraient prohibitifs le moment venu. traitement du gaz en H2S et CO2).Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques De quelques heures à un jour. De dix à vingt ans. Si la contrainte est telle qu'elle risque de compromettre la production. Si la durée de vie du puits est réduite trop fortement. le puits ou l'environnement. Traitements chimiques (avec leurs inconvénients habituels). De six mois à deux ans. d'H2S sur des matériaux inadéquats. plus pour les installations de surface. le choix du mode de prévention reste à définir. Il pourra être choisi parmi les méthodes suivantes : Emploi de matériaux non corrodables (inox. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 16 de 110 . Si elle représente un danger pour le personnel. il faudra attendre les puits intelligents (séparation en fond de puits). Protections cathodiques. D'une manière générale. On notera qu'en ce qui concerne le puits à proprement parler. il s'agit en général d'un problème lié à la température (>80°C) sur un acier inox. on préférera la solution non corrosive. il s'agit principalement d'acidifications mal inhibées. Actions sur le procédé (contrôle du BSW. composites). la corrosion ne concerne que les structures et non les puits. Une fois le risque probable de corrosion identifié. D'une semaine à un mois. du moins pas de manière gênante d'un point de vue économique (tubing rentabilisé). mais qui demande une réflexion lors du design des installations. la cause principale est le CO2 sur le tubing ou autres installations. La prévention On pratiquera une politique de prévention contre la corrosion face à plusieurs situations. onéreux mais efficace. car il s'agit d'une méthode passive sans besoin d'intervention en production et peu coûteuse par rapport à un « workover » corrosion. ou d'une abrasion par le sable. 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. les noyaux d'hydrates se groupent pour atteindre la taille critique. Nucleation } KINETIC Crystallisation THERMODYNAMIC EQUILIBRIUM Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Puis.3.. Durant cette phase.1. CO2. Figure 8: Formation des hydrates Page 17 de 110 .). Figure 7: Hydrate sortie d’une gare racleur Les hydrates sont des structures cristallines résultant de la combinaison physique de molécules d'eau. . La première étape de la formation des hydrates est la nucléation.. Les hydrates Les hydrates constituent un inconvénient majeur dans le monde pétrolier. C'est pourquoi il convient de bien connaître leur fonctionnement afin d'agir au mieux.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3. dans certaines conditions de pression et de température. le cristal de base ainsi formé grossira par l'ajout de molécules d'eau (cristallisation) jusqu'à atteindre l'équilibre thermodynamique. d'hydrocarbures et d'autres (H2S. Des obstacles. C'est une méthode qui permet à l'aide d'abaques (Katz. 3. 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. La première est dite semi-empirique. ou un brassage important favorisant la rencontre des différentes molécules (toutefois. chacun ayant ses propres caractéristiques. Modes de prévision Il existe deux approches permettant de prévoir la formation des hydrates. Toutefois. la connaissance du domaine de formation des hydrates dans une situation donnée peut être obtenue à l'aide de la méthode analytique. Une température basse.1. Ces calculs sont réalisés à l'aide de logiciels tels que SHG ou PRO II (sigle / acronyme du fournisseur). 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. un écoulement fortement turbulent peut provoquer l'effet inverse en venant rompre les liaisons de la structure cristalline). Dans ce cas.3. d'estimer le domaine de formation.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques On notera par conséquent les principales contraintes qui génèrent des hydrates : Une pression élevée. 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.1. ces méthodes restent peu précises. Campbell). Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 18 de 110 . Outre l'approche semi empirique. méthanol.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3. Contrôle du domaine : connaissant le procédé et les différentes conditions en pression et en température de l'effluent. Présence d'eau : dans ce cas. glycol ou les sels). Chacune vise à lutter contre l'un des paramètres de formation. On notera que dans le domaine des inhibiteurs. cette solution est basée sur un design approprié évitant les points à risque. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 19 de 110 . différentes approches sont possibles. ce qui revient à déplacer la courbe de rosée eau et donc à éliminer toute présence d'eau liquide dans le gaz.1.3.2. on distingue plusieurs catégories (cinétiques. Inhibition : c'est à dire modifier la composition de l'effluent de manière à déplacer la courbe de formation d'hydrates. on veillera à déshydrater le gaz. 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. 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 20 de 110 . Ci-dessous. un tableau résumant ces principales caractéristiques.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Chaque solution possède ses avantages et ses inconvénients. Pour qu’il y ait émulsion. l’autre la phase externe.) .2... vannes. Les émulsions 3. produits de corrosion.1. L’agitation est presque toujours présente sur site (liaison couche-trou. une émulsion d’eau dans huile est appelée « inverse ».. produits de nettoyage.2. acides naphténiques. 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.1. sables. provenant du gas lift ou d’une détente naturelle. asphaltènes. activation. deux conditions doivent être remplies : existence d’une agitation suffisante pour disperser les deux phases. asphaltènes. Le liquide dispersé constitue la phase interne. Sur les champs pétroliers.. Origines des émulsions.1. fines bulles de gaz.. surfactifs « ajoutés » tels que inhibiteurs de corrosion. accidents de conduites. une émulsion huile dans eau est appelée « directe »... Certains solides peuvent également jouer ce rôle (sable.2. paraffines. Conventionnellement. La nature des stabilisants peut être multiple : surfactifs naturels tels que résines.. argiles.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3. pompes. Cette dispersion est stabilisée par des agents émulsifiants placés à l’interface.2. 3..2. et présence d’agents émulsifiants capables de stabiliser la dispersion. les émulsions sont constituées d’huile et d’eau. duses. ). paraffines ou produits de corrosion... bactéricides. résidus d’acidification de puits . particules solides. tels que les asphaltènes ou les résines. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 21 de 110 .. .. argiles.1. Les agents émulsifiants les plus souvent rencontrés sont les corps polaires contenus dans les bruts. savons. PROBLÈMES PORTANT ATTEINTE À L’EFFICACITÉ DES PROCÉDÉS 3. Les procédés tendant à augmenter le facteur « g » (Hydrocyclones) sont. sont donc étudiés pour augmenter cette vitesse ou favoriser la séparation par contact la hauteur de séparation est favorisée par l’ajout d’internes.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 22 de 110 . une goutte pénétrant entre deux plaques parallèles va être séparée dès qu’elle aura atteint la plaque inférieure. Le diamètre intervient à la puissance 2 dans la loi de Stokes. Cette vitesse est très faible et incompatible avec la compacité des équipements. 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. g : accélération de la pesanteur. peut être augmenté par fluxage ou réchauffage. ∆ρ : différence de masse volumique entre les phases. µ : viscosité de la phase externe. Tous les procédés de séparation. 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. pour l’instant. peu utilisés en traitement d’huile.3. Par exemple.1. l’augmentation du diamètre des gouttes est le facteur le plus important. donne une vitesse de décantation de 2 mm/mn. L’application de cette loi à une goutte d’eau de 50 microns. Trois procédés permettent cette augmentation : L’ajout d’eau La présence d’un champ électrique pulsé L’injection de produits chimiques.2. d : diamètre de la goutte. dans une huile de viscosité 5 cPo et de masse volumique 850 Kg/m³. K : constante. Le rapport Sh/Q = temps (de séparation/décantation). 4. Cela peut entraîner des risques de déclenchement de séparateur. ceci réduit encore l’efficacité et la production du puits. En cas de puits instable. Problème de séparation eau/huile et gaz L’émulsion rend difficile la séparation eau / huile spécialement pour les bruts paraffiniques. pour le gas lift. prévoir une injection par liner de désémulsifiant à l’aspiration de la pompe. Cette action s’appelle la coalescence et est essentiellement favorisée par les injections de produits chimiques. elles s’accumulent à l’interface et forment un « matelas » dont l’épaisseur s’accroît. Cela peut induire de plus fortes teneurs en hydrocarbures dans l’eau rejetée. une injection d’inhibiteur de corrosion.2. De plus. peut empêcher une pompe PCI de débiter. un brut paraffinique. 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. les gouttes doivent passer sous la forme d’une phase homogène. Si les gouttes décantées ne coalescent pas. Il faut dans ce cas. une production de condensats. Le risque est plus fort avec un BSW élevé. L’injection de gaz se faisant alors par une vanne supérieure. la production de sable. 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. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 23 de 110 . 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.1.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Enfin. 3. 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). cette perturbation se rajoute à la perte de production due à l’instabilité. une fois décantées.liquide. Une émulsion sévère induit aussi du moussage et des difficultés de séparation gaz . si elle n’a pas été prévue. Une émulsion forte. 2. Pourquoi doit on les casser ? Comme pour les émulsions dans la séparation liquide/liquide. les mousses détériorent la séparation gaz/liquide.3. L’entraînement de liquide dans le gaz provoque le plus souvent des problèmes d’engorgement de scrubber.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3.2. et peut créer des dégazages en aval dans des capacités non prévues à cet effet. peut être. par agitation sur les puits activés par G-L (Gas Lift) ou PCI. 3. Comment se stabilisent elles ? Idem comme pour les émulsions : surfactifs naturels. Comment se créent elles ? Lors de la détente de l’huile dans les vannes. surfactifs ajoutés. de mauvaise combustion à la torche. Les aérosols que l’on rencontre sur les gaz à condensat provoquent à peu prés les mêmes problèmes que les mousses.2. FILM INTERFACIAL GAZ EPAISSEUR LIMITE e Figure 10: Le moussage 3. Le Moussage Une mousse est une émulsion de gaz dans l’huile. Le moussage rend très difficile la régulation de niveau d’un séparateur. de pollution des solvants de traitements de gaz. Ce dernier phénomène n’est pas clairement prouvé.2.2. et.2.1.2. L’entraînement de gaz dans le liquide provoque la cavitation des pompes de reprise. Une émulsion d’huile dans le gaz est un aérosol.2.2. de protection des compresseurs. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 24 de 110 . 3. ils ne soignent pas le mal mais sa conséquence : l’entraînement mécanique de vésicules liquides dans le gaz. gouttelettes d’eau. L’aménagement de l’entrée du séparateur et en particulier du déflecteur. 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. Cela correspond à diminuer la tension interfaciale huile/gaz.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques particules solides.2. L’huile contenue dans le film interfacial est drainée gravitairement. augmenter l’épaisseur limite du film interfacial en dessous de laquelle il n’a plus de stabilité. La coalescence des bulles est donc le facteur limitatif.2. Par contre. là aussi. lorsque cela est possible. un facteur favorable.2. L’augmentation de le température provoque l’abaissement de sa viscosité et donc améliore son écoulement. Le moyen le plus simple.2. A partir d’une épaisseur limite. les mats ou « demisters » installés sur la sortie gaz ne peuvent pas être considéré comme des procédés de traitement des mousses. Certains fournisseurs proposent également l’installation de cyclones. jusqu’à ce que l’épaisseur du film soit suffisamment faible. La température est. Le procédé le plus efficace est encore l’injection de produits chimiques. Procédés de séparation. L’installation d’internes favorisant la coalescence est également possible (similaires aux matériaux oléophiles utilisés en traitement d’eau). le film se rompt et il y a coalescence. le gaz migre très rapidement à l’interface. est de réchauffer le brut. Augmentation de l’épaisseur limite de rupture. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 25 de 110 .4. 3. Augmentation de la vitesse de drainage des films interfaciaux. permet de provoquer la coalescence sous cisaillement. 3.5. Comment se séparent-elles ? La différence de densité entre le liquide et le gaz est telle que la floculation ne joue plus aucun rôle. l’injection doit être effectuée à l’entrée de chacun d’eux. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 26 de 110 . cependant. de par leur conception. Ces produits ne sont plus efficaces si ils sont trop mélangés avec le brut. 3. Dans le cas (rare) où deux séparateurs en série moussent. Conclusion. il est rare que. 10 à 20 ppm pour les produits autres que les huiles silicones. Dans ce dernier cas seul le réchauffage peut le supprimer. 2 à 3 ppm si le produit est pur. D’autres produits tels que les alcools lourds ou les fluoro-silicones ont également une action mais sont en règle générale moins efficaces.2. Le moussage peut être une gène sensible en exploitation. peu coûteux et généralement très efficace. Les seuls problèmes difficiles sont rencontrés sur les bruts très visqueux. les séparateurs soient à même de l’éviter. leur dose d’injection doit être contrôlée car ils provoquent de gros problèmes d’empoisonnement de catalyseur en raffinerie.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Les produits le plus couramment utilisés sont les huiles silicones (polysiloxanes). 4 à 5 ppm pour les produits commerciaux dilués. Comme il est presque totalement imprédictible. L’injection de produits chimiques est un bon palliatif. dose faible dans le cas des huiles silicones.6.2. Les produits ne présentent pas de phénomène de surdosage. Les conditions d’utilisation des produits sont les suivantes : injection le plus près possible de l’entrée du séparateur. et complète la séparation en agissant dans le matelas d’émulsion.coalescence. le floc constitué de plusieurs gouttes possède une vitesse de Stokes accrue par rapport aux gouttes prises individuellement. La coalescence correspond à la rupture des films interfaciaux dans un floc. Coales.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3.3. à base de surfactifs à faible poids moléculaire. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 27 de 110 . à base de surfactifs à haut poids moléculaire. La floculation est favorisée par : une agitation douce qui augmente la probabilité de rencontre des gouttes. un champs électrique pulsé. Figure 11: Floculation et coalescence La floculation améliore la décantation. 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 coalescence est favorisée par : les produits chimiques spécifiques. pour former une goutte unique de diamètre plus important. une augmentation de la concentration des gouttes (probabilité de rencontre). les champs électriques pulsés créant une agitation dans les flocs.2. La coalescence améliore la décantation lorsque elle a lieu dans un floc n’ayant pas encore atteint l’interface (vitesse de Stokes). La floculation est l’action de rapprocher des gouttes entre elles pour former des amas appelés flocs. Floculation . Floc. les produits chimiques spécifiques. toute une gamme de produits est à disposition de l’exploitant pour répondre à ses besoins. DIFFÉRENTS TYPES DE PRODUITS CHIMIQUES Pour lutter efficacement. 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 28 de 110 .3.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3. Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 29 de 110 . 000 ppm Inhibiteur de corrosion Table 3: Exemple de produits chimiques utilisés sur les procédés de traitement huile/eau/gaz Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 30 de 110 .Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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. Citer les différents types de dépôts minéraux et organiques Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 31 de 110 . Quand et comment sont identifiés les problèmes posés par l’effluent ? 4. Quels sont les Problèmes portant atteinte à l’intégrité des équipements ? 5. EXERCICES 3.4. Quels sont les Problèmes portant atteinte à l’efficacité des procédés ? 6.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 3. Qu’est ce qu’une émulsion ? Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 32 de 110 . Que sont les hydrates ? 9. Quels sont les facteurs favorisant la corrosion ? 8. Solutions pour s’opposer aux hydrates ? 10.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 7. Conditions pour séparer les émulsions ? 12. Comment séparer les émulsions ? 13. Pourquoi doit-on casser les mousses ? Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 33 de 110 . Qu’est-ce que le moussage ? 14.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 11. Comment augmente-t-on l’épaisseur limite de rupture ? Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 34 de 110 .Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 15. Quelles sont les 2 actions visant à séparer les mousses ? 16. présente sous format simplifié. 4. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 35 de 110 . il permet l’accès à différentes vues du process. les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 4. 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. PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES Ce document édité lors de la phase projet. Localisé en salle de contrôle.1. 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. Chemical Injection System – Girassol Page 36 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques .Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Figure 12: PFD . Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Figure 13: Page 37 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques . Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 4. 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.2. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 38 de 110 . Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Figure 14: P&ID Chemical Injection System Biocide .Girassol Page 39 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques . Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 4. FEUILLE DE DONNEES Figure 15: Exemple typique d'une feuille de données dimensionnement Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 40 de 110 .3. Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 4.4. MATERIEL EXEMPLE Figure 16: Exemples d'injecteurs Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 41 de 110 . 1. Paradoxalement. Ils ont des structures entièrement équivalentes aux émulsifiants naturels présents dans le brut. Floculation . la coalescence sera difficile.1. un surfactif créant des émulsions eau dans huile possède une partie lipophile plus active que sa partie hydrophile.1. en présence d’une émulsion d’eau dans huile.1. 5. possédant de nombreuses parties hydrophiles et lipophiles. les molécules vont encombrer l’interface. Un tel produit présent dans un mélange huile et eau ne peut aller qu’à l’interface.coalescence Les produits chimiques sont quasiment toujours utilisés en exploitation pour améliorer la décantation dans les procédés physiques de floculation et de coalescence. On appelle surfactif un produit qui dans sa structure possède une partie hydrophile (aimant l’eau). provoque des entraînements d’eau dans l’huile. et une partie lipophile (aimant l’huile). une ou plusieurs des propriétés mentionnées plus haut. 5. alors que les fonctions hydrophiles vont rechercher les interfaces d’une ou plusieurs gouttes d’eau. si cette action provoque la floculation.1. Les floculants Le rôle floculant est donné par des molécules à haut poids moléculaire type résine. 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.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 5. Un tel produit. ACTIONS DES PRODUITS CHIMIQUES PRINCIPAUX 5.1. Simplement. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 42 de 110 . LE FONCTIONNEMENT 5. le résultat peut se représenter comme un collier de gouttes reliées par un fil. dans l’huile pour les paraffines cristallisées).1. si le floculant est présent en trop grande concentration dans le brut. 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.2. Le surdosage de floculant.1. Les produits commerciaux sont presque toujours des mélanges de surfactifs ayant chacun. va positionner ces parties lipophiles dans la phase huile. 1. En conclusions.3. Utilisation des produits chimiques. Il résulte de ce qui précède que les produits chimiques sont très spécifiques. point d’injection.1. les caractères hydrophiles et lipophiles évoluent différemment avec la température. qui vont s’adsorber sur les parois des solides en suspensions.1. présence et qualité des matières en suspensions. Le résultat fait que le solide devient entièrement mouillable à une des phases. 5. Les agents mouillants sont des produits de type filmant.4. type de procédé. et donc avoir une partie hydrophile prépondérante. granulométrie de l’émulsion et teneur en eau. chaque brut à ses surfactifs naturels spécifiques. température de traitement. Ils diminuent la tension interfaciale et empêche la coalescence par encombrement stérique. Pour ces trois derniers points. Un surdosage de ce type de produit entraîne une mauvaise qualité de l’eau décantée. sont presque toujours situés à l’interface. l’agent mouillant est spécifique aux solides qu’il doit filmer.1. nature de l’eau. quitte l’interface. la spécificité du produit va être le meilleur équilibre entre les caractéristiques floculantes et coalescentes demandées. et donc. il est difficile de donner des consignes générales de choix et d’utilisation des produits chimiques. 5. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 43 de 110 . La partie de leur molécule qui n’est pas adsorbée peut être soit hydrophile soit lipophile. la force ionique de l’eau influe sur le caractère hydrophile du produit. Chacun des éléments ci dessous influent sur leur choix et leur dose d’utilisation : nature du brut. Il résulte qu’un bon coalescent d’eau dans huile est un bon émulsifiant d’huile dans l’eau. Mouillants Les solides n’ayant généralement pas d’affinité particulière pour l’huile ou l’eau.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Le coalescent ajouté doit idéalement compenser cet écart. Le surdosage existe. 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. la reproductibilité de la granulométrie de l’émulsion est contestable. ce qui leur confère des propriétés tensioactives. suivant la polarité de leurs groupements hydrophiles : Anioniques Cationiques Non ioniques (cette catégorie est de loin la plus utilisée). La sélection par ‘bottle’ tests néglige les trois derniers points ci dessus. alors il suffit de réduire l’injection.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques On peut tout au plus mentionner les idées suivantes : le choix d’un produit par des moyens de laboratoire est difficile voire impossible. se dispersent dans l’émulsion. la qualité du produit est en cause. Modification de la mouillabilité des particules solides adsorbées à l’interface. Le changement du point d’injection peut nécessiter un changement de produit et réciproquement. Par contre si un seul de ces paramètres se dégrade. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 44 de 110 . Les composés désémulsionnants comportent une chaîne hydrocarbonée lipophile et un groupement hydrophile. Leurs mécanismes d’action sont de plusieurs types : Diminution ou annulation des charges électrostatiques responsables des répulsions entre les gouttelettes. Ils peuvent être classés en 3 catégories. S’il se traduit par une détérioration simultanée des qualités de l’huile et de l’eau. Le point d’injection est un paramètre important. le choix définitif d’un produit doit se faire par test grandeur nature sur site. Modification de la viscoélasticité du film interfacial. dans les conditions réelles du traitement. Désémulsionnats Les désémulsionnants sont des composés qui.1.2. injectés en très faible quantité. 5. diffusent jusqu’à l’interface eau/huile et jouent le rôle de déstabilisants. Inhibiteurs de corrosion Les inhibiteurs de corrosion sont des substances qui. La plupart des bactéricides possèdent également d’importantes propriétés inhibitrices de la corrosion. Comme les eaux traitées contiennent toujours plusieurs espèces de microorganismes.1. 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 . Suivant les produits et les milieux considérés. avec le milieu corrosif ou les produits de corrosion déposés sur le métal.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 5.1. le dépôt peut être organique ou minéral. soit sans modification. et suffisamment neutres pour ne pas modifier de façon significative les propriétés physicochimiques des effluents. Ces produits doivent être particulièrement actifs pour pouvoir être utilisés à des doses très faibles.3. adhérent ou faiblement adsorbé. épais ou mono moléculaire. il empêche l’accrochage des bactéries sur les surfaces métalliques et permet la destruction des tubercules.4. 5. Bactéricides Le mode d’action est variable suivant les constituants chimiques des différentes formulations. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 45 de 110 . Ils doivent également posséder des propriétés de nature à faciliter leur utilisation dans des conditions souvent difficiles. limitent sa corrosivité dans des proportions considérables. 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. soit après réaction. L’inhibiteur peut s’absorber. ajoutées en faibles quantités au milieu agressif. Ils se déposent à la surface du métal et « empoisonnent » le processus de corrosion. C’est le cas par exemple de l’inhibition de la corrosion de l’acier en milieu sulfhydrique par des composés cationiques. la composition des bactéricides est ajustée pour assurer un large spectre d’activité. mais réduisent ou éliminent la croissance des germes cristallins. Antidépôts Ces composés absorbent sur les sites de croissance des germes de cristallisation. 5. Exemples typiques de produits utilisés en exploitation 5.1.1. Solvants de paraffines Utilisés de manière curative. mais qui comportent des groupes polaires en bout de chaîne.7. 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 Page 46 de 110 . 5. Ce sont des macromolécules de structure voisine de celle des paraffines.5. Ils n’empêchent pas l’insolubilisation des paraffines de se produire. Il est nécessaire de laisser le produit en contact avec le dépôt une à quelques heures afin qu’il dissolve les paraffines. La croissance cristalline est inhibée ou pour le moins rendu désordonnée et les précipités.1.1.6. Ce traitement peut être utilisé avant un traitement mécanique. ces produits agissent sur des dépôts déjà formés.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 5. Ils peuvent même l’initier en jouant le rôle de germes. Leur identité de structure les fait participer à la cristallisation. Ainsi les paraffines insolubilisées restent dispersées dans le brut sous forme colloïdale.1. ces produits ont une action préventive. mais les groupes polaires se situant en bout de chaînes créent des forces de répulsion qui empêchent les microcristaux de paraffines de croître. Dispersants de paraffines Contrairement au précédent. le « ramollissement » du dépôt par effet solvant rendant le passage du racleur plus efficace. 5. quand ils se produisent. ne forment pas de dépôt adhérant.1.8.8. Ce produit est injecté en continu à 6 ppm / eau traitée Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 47 de 110 . Antidépôts : HYPERSPERSE MDC 150 La fonction de l’anti-dépôts est de retarder la formation de dépôts solides dans le concentrât.1.2. 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. Ce produit est injecté en continu à 15 ppm / eau produite 5.8. 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. sulfates et carbonates afin d’éviter de colmater les membranes et les installations d’évacuation.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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. 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). anti salissure). etc. Traitement eau de relevage Le système de protection des tuyauteries contre les coquillages par électrolyse du sel contenu dans l’eau de mer.8. 5. Oxydant puissant. 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.1. permet d’éviter au maximum la fixation.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Biocide non oxydant : Biomate MBC 881 Traitement préventif pour éviter la formation de foyers bactériens anaérobie au niveau des membranes. Il évite l’encrassement des rouets de pompes. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 48 de 110 . bactéricide. l’effet de cavitation des pompes du à un rétrécissement des tuyauteries d’aspirations. le chlore a une triple fonction : Antifouling (anti encrassement. aide à la filtration.3. les vannes. la prolifération et le grossissement des coquillages dans les tuyauteries eau de mer. 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. les réfrigérants. 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 49 de 110 .Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Son action est proportionnelle à sa concentration et au temps de contact. 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. 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". le second par la désoxygénation. La première est limitée pour des raisons de corrosion. L’objectif de cette injection est de protéger les installations sous-marines (tubing.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 5.Floatiing Production Storage Offloading . Traitement par batch : 500 ppm/eau pendant 5 heures Antidépôts / anticorrosion : subsea CORIDOS 713 Produit multifonction anti-corrosion et anti-dépôt (40% solvant. 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. têtes de puits. 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. 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 .4.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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 50 de 110 . 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.8. 20% anti-dépôt et 40% anti-corrosion).1. le traitement ne sera donc fait que si une pollution est détectée. Stabilisateur de pH déshydratation : MDEA (Méthyl Di Ethanol Amine) Environ 0. Attention : Ne pas laisser le réseau sous produit chimique après première utilisation. Injection préventive ou curative pour prévenir la corrosion en milieu fermé des boucles eau chaude ou eau froide.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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. il est peu probable qu’il y ait un développement bactérien.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. risers…). Une consigne d’analyse systématique devra être intégrée à la procédure de raclage. 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. 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. Balayer la ligne avec MEG (Mono Éthylène Glycol). L’injection se fait en tête de puits via la CIVB (Control Injection Valve B) Compte tenu des vitesses dans les lignes sous marines. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 51 de 110 . bundles. avant mise en place du produit de traitement. ou à laisser dans la ligne entre deux injections (voir préconisations biocide lignes de production Bactirep 3918 SM ou 4018 M).Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Solvant de balayage des lignes chimiques : SQ29 et/ou MEG Solvant de nettoyage. Préconisation GIRASSOL : Injection à 250 ppm d’anti paraffine sur la base d’une production de 500 m3/j pendant la période de démarrage Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 52 de 110 . A terme. Il sera utilisé pour balayer le circuit de distribution de produit chimique CIVD (Control Injection Valve D). Il offre la meilleure compatibilité avec le PD 68K et le Coridos 713. 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). 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. Nota : en cas de changement de produit chimique. Le SQ 29 sera sélectionné pendant la période de démarrage si le PD 68K est injecté. ainsi que la compatibilité avec les produits qu’ils seront amenés à remplacer. la compatibilité avec les solvants sera vérifiée. il sera remplacé par le MEG (Mono Éthylène Glycol). une injection en continue est envisagée sur les premiers puits démarrés. Quelles sont les actions des anti dépôts ? Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 53 de 110 .Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 5. Quelles sont les actions des inhibiteurs de corrosion ? 19. Quelles sont les actions des bactéricides ? 20. EXERCICES 17. Quelles sont les actions des solvants de paraffines ? 21. Quelles sont les actions des dispersants de paraffines ? 22.2. Quelles sont les actions des désémulsionnats ? 18. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 54 de 110 . 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. 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.1. Et de ce fait. 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. Dans la chaîne d’exploitation des hydrocarbures. LES PRODUITS CHIMIQUES ET LE PROCESS 6. elle participe activement au maintien du traitement des effluents en mode normal.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 6. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 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 Page 55 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques . 2.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 6. Indiquez sur le schéma où se trouvent les injections de produits chimiques METTRE SCHEMA Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 56 de 110 . EXERCICES 23. arrêts d’installation. 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.1. etc. (Pression de refoulement). Dans certains cas on peut voir les à -coups de la pompe sur le manomètre. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 57 de 110 . 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). Une injection mal ajustée peut coûter énormément d’argent. 7.1.. En effet selon le type de produit injecté. Les variations de débit ne peuvent donc être dues qu'à des fuites : de la tuyauterie ou de la pompe (rares et facilement détectables). de la longueur de sa course et de la cadence de la pompe. OPERATION NORMALE Le suivi des paramètres de fonctionnement des unités d’injection de produits chimiques est primordial. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT 7. Le débit dépend donc du diamètre du piston. Vérifier si les manomètres sont bons (état / échelle / vanne ouverte / non bouché).1. Les systèmes d’injection de produits chimiques doivent être considérés comme des unités « principales ». Vérifier la pression du réseau dans lequel elle injecte.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 7.). manques à produire irrémédiables. Vérifier que le filtre aspiration est propre. Pompe volumétrique Vérifier si elle débite. 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. des clapets plus fréquemment (difficile à détecter la seule indication étant la diminution du débit). La répétition des mesures affine la précision. Certaines éprouvettes donnent directement la valeur d’injection (ltr/jr) sur un chronométrage d’une minute.1. La mesure se faisant en un temps court avec une petite quantité de produit.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques de la soupape plus difficilement détectables (la soupape refoulant généralement à l'aspiration de la pompe).2. 7. 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. Jaugeage a l’éprouvette Lors d'un jaugeage à l'éprouvette la pompe aspire dans l'éprouvette au lieu de la cuve. une petite erreur de mesure ramenée sur la journée peut après le calcul être importante. En chronométrant la vidange d'une certaine quantité de produit on calcule le débit. 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. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 58 de 110 . ouvrir la vanne 2. l' inhibition est enlevée automatiquement. Vérifiés par jaugeages à l'éprouvette puis confirmés par jaugeage à la cuve.1. 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. en salle de contrôle l' ouverture de la vanne 2 démarre une temporisation qui maintient l' inhibition du HZL .(Qv total . Ceci peu permettre d'ajuster les débits mais de détecter les dysfonctionnements trop tard. 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.2) Pour remplir l' éprouvette.3.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 7. 7.2. Le barêmage peut se déterminer avec les dimensions de la cuve et un abaque.4. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 59 de 110 . Barêmage des cuves Un barêmage précis des cuves et des lectures du niveau espacées permettent une mesure juste mais peu fréquente. Cette opération peut être fastidieuse mais se fait une bonne fois pour toutes. le débit mesuré correspond à Qv total – 2 Le débit de CORIDOS du puits fermé Qv = (Qv total . Réglage des débits Ils se font par ajustement des verniers et par approches successives.1. les cuves cloisonnées réunies dans une même capacité sont difficiles à mesurer. après la temporisation écoulée. Maintenant les cuves sont généralement barêmées correctement et le problème ne se pose plus.1) . 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 Page 60 de 110 . avec l'assistance du ROV. 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*. avec l’assistance du ROV (Remote Operated Valve). dans ce cas. dans ce cas.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Il faut donc refermer la vanne 2 avant la fin de l’inhibition. 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. donc. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 61 de 110 . Nettoyages des filtres et des cuves Ils doivent être aussi fréquents que possibles.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 7. Les soupapes peuvent s'ouvrir lors des tests de débit par fermeture de la vanne refoulement.1. Les dépôts sur les clapets de la pompe où plus rarement des soupapes occasionnent des fuites. Les bouchages de lignes et de filtres ou les fuites des clapets étant les principales causes de débit incorrect. Les appoints dans les cuves doivent se faire au travers du filtre pour éliminer les dépôts.5. veuillez prendre une attention particulière à la manœuvre de ces vannes refoulement car une soupape fuyarde peut entraîner une sévère diminution de débit injecté. 5 ppm 8 ppm 8 ppm 8 ppm 8 ppm 13 ppm PRECONISATIONS 09-nov-04 Page 62 de 110 INJECTION l/j 600 205 960 60 60 60 mini Si besoin 62 l/j 50 0 50 50 370 DEBIT INJECTION Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques .5 ppm 1.TANK Huile MEG MEG CORRIDOS TA 861A-B TA 861C.5 ppm 1.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 . 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. Les PSV des pompes sont de 150b. 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 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. 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. PT4688 AM2774 50 50 50 100 P30L P50L P60L Coulée DCL30 GX701 600 60 400 1008 07h00 13h00 19h00 23h00 Page 63 de 110 Dysfonctionnement / Cause de panne / Remarques Table 5: Exemple de suivi journalier produits chimiques FPSO GIRASSOL Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 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 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques . De plus l’approvisionnement en fûts de 200 ltr tend à être éliminé pour éviter ce genre de problèmes.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 7. SECURITE DES OPERATIONS Règle : PROPRETE des SKIDS = EFFICACITE d’INJECTION 7.2. les surconsommations (fonds de fûts impompables).1. Des cuves-réservoirs sont maintenant disponibles en livraison et se connectent directement aux skids d’injection évitant les mélanges malencontreux. Figure 23: Compatibilité entre fonctions à 20 °C Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 64 de 110 . C’est pour cela qu’il existe sur chaque site une matrice miscibilité/compatibilité des produits entre eux.2. 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. le trop grand nombre de manipulations de fûts. Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Figure 24: Compatibilité entre fonctions après 7 jours à 4 °C Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 65 de 110 . Attention ! Absence d’étiquette ne signifie pas absence de risques.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 7.2.3.TOXIQUE INTOXITE Ce produit est à la fois « facilement inflammable ». Seuls les symboles « toxique » et « facilement inflammable » apparaissent car le symbole « toxique » l ’emporte sur le symbole « corrosif ».2. 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 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.2. « toxique » et « corrosif ». La conduite à tenir en cas d ’accident Figure 25: L'étiquette: une mine d'informations Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 66 de 110 . 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. notamment des produits inflammables. Exemples : Oxygène. d’un choc ou de frottements. Acide nitrique à 70% O .COMBURANT Ils explosent en présence d’une flamme. d’une étincelle ou de toute autre source d’énergie. Nitroglycérine E .EXPLOSIF Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 67 de 110 . comme l’éther éthylique. comme le TNT. propane. 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. Les peroxydes ou les chlorates sont des comburants. Exemples : Alcool à brûler. Exemples : Gaz butane. comme l’alcool isopropylique ou l’acétone. même à une température inférieure à O°C. Chlorate de soude. F+ . White spirit. d’une étincelle ou de toute autre source d’énergie.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Leurs vapeurs s’enflamment en présence d’une flamme.EXTREMEMENT INFLAMMABLE Ils font flamber en facilitant ou accélérant la combustion. même à la température ambiante. TOXIQUE Ils peuvent provoquer des nausées. maux de tête. Phénol Exemples produits Xn : Essence de térébenthine. Méthanol. une perte de connaissance ou d ’autres troubles plus importants entraînant la mort. Ils rongent les muqueuses du nez.CORROSIF Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 68 de 110 . Ils agissent comme du poison. Exemples : Débouche lavabo (soude caustique). Trichloréthylène T+ .NOCIF Certains produits étiquetés « nocif » contiennent des substances toxiques en faible proportion. de la gorge et des bronches lorsqu’on les respire. brutalement ou petit à petit. T .TRES TOXIQUE Ils rongent la peau ou les yeux en cas de contact ou de projection. Exemples produits T : Naphtaline. vertiges. Eau de Javel concentrée à 48 Chl (berlingot). Ils détruisent les cellules des tissus vivants.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Attention ! Xn . Acide sulfurique. chlorhydrique à 25% et plus C . Un produit « nocif » peut devenir aussi dangereux qu’un produit « toxique » si la dose reçue est importante. vomissements. une gène respiratoire et. dans les cas graves. IRRITANT Substances classées dangereuses pour l’environnement aquatique ou non aquatique Exemple : Chlorobenzène N – DANGEREUX POUR L’ENVIRONNEMENT Table 7: Symbolisation des dangers Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 69 de 110 . la gorge. provoquent des manifestations de chaleur. Ammoniaque entre 5 et 10% Xi . le nez ou la peau. de rougeur et de douleur.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Ils piquent les yeux. Exemples : Eau de Javel diluée. Produit à décaper les fours. Les incompatibilités de stockage + - - + - + - O - - + + + O + + Table 8: Incompatibilités de stockage .2.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 7.: ne doivent pas être stockés ensemble + : peuvent être stockés ensemble O : ne doivent être stockés ensemble que si certaines dispositions particulières sont appliquées Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 70 de 110 .4. Précautions : Ne pas fumer.1. Prévoir postes d’eau. douches fontaines oculaires à proximité des lieux de travail. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 71 de 110 . Mesures de premiers secours : Contact avec les vêtements : les enlever et les soumettre à un lessivage particulier. 7.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 7.5. Précautions d’emploi Les produits chimiques employés en exploitation nécessitent de prendre des précautions quand à leur manipulation. C2 Dérivés cationiques hydrosolubles : Ces produits sont solubles ou dispersibles dans l’eau et seront donc facilement éliminés par un lavage. Contact avec la peau : éliminer l’excès de produit. gants. contiennent des bases organiques libres caustiques . Contact oculaire : laver à l’eau. puis avec une solution saturée d’acide borique ou à 1% d’acide acétique. Éviter tout contact avec la peau et les yeux. Dans tous les cas. laver avec de l’acide acétique dilué à 2% puis avec de l’eau savonneuse jusqu’à formation de mousse. tablier de protection. Leur contact peut provoquer des irritations et des brûlures. Rincer abondamment à l’eau.5. leur contact peut provoquer des irritations et des brûlures (qui peuvent être aggravées par l’action de la chaleur). Porter masque ou lunettes. Produits à caractère cationique C1 C2 C1 Dérivés cationiques oléosolubles : Ces produits. Rincer abondamment à l’eau. ne pas prendre de nourriture sur le lieu de travail. bien que peu nocifs.2. Ces précautions diffèrent selon le caractère du produit employé.2. appeler un médecin. 2. gants.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Précautions : Ne pas fumer. Contact oculaire : laver à l’eau.5. Précautions : Avertir le personnel du caractère corrosif des acides. Contact avec la peau : éliminer l’excès de produit. Rincer abondamment à l’eau.5. appeler un médecin. Produits non ioniques NI Ces produits contiennent des tensioactifs non ioniques ne présentant pas de caractère nocif particulier. Rincer abondamment à l’eau. Éviter tout contact avec la peau et les yeux. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 72 de 110 .3. Contact oculaire : laver à l’eau.2. Rincer abondamment à l’eau. Dans tous les cas. Il y a lieu toutefois d’éviter tout contact avec la peau et les yeux. laver à l’eau savonneuse jusqu’à formation de mousse. Dans tous les cas. Porter masque ou lunettes. Contact avec la peau : éliminer l’excès de produit. Produits à caractère acide A Ces produits peuvent contenir une certaine acidité libre et devront être manipulés avec précaution. 7. Mesures de premiers secours : Contact avec les vêtements : les enlever et les soumettre à un lessivage particulier. 7.2. tablier de protection. Mesures de premiers secours : Contact avec les vêtements : les enlever et les soumettre à un lessivage particulier. laver à l’eau savonneuse jusqu’à formation de mousse. Rincer abondamment à l’eau. ne pas prendre de nourriture sur le lieu de travail. appeler un médecin. 5.4. L’évacuation des eaux résiduaires contenant des acides vers les collecteurs. ne pas prendre de nourriture sur le lieu de travail.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Prévoir postes d’eau. Refroidir à l’eau les récipients de stockage en cas d’incendie à proximité. Porter masque ou lunettes. tablier de protection. Mesure particulière dans la lutte contre l’incendie : dégagement possible de fumées toxiques. Ne pas dépasser une température ambiante de 60°C au stockage. Moyens d’extinction : extincteurs à poudre.5. gants. appeler un médecin. ne pourra être effectuée que lorsque le pH de ces eaux aura été ramené entre les limites 5. sans source de chaleur vive et à équipement électrique conforme Conserver les emballages hermétiquement fermés. Éviter tout contact avec la peau et les yeux. à mousse ou à CO2. Pour un contact oculaire. le port du masque respiratoire est recommandé . égouts ou rivières. Faire disparaître rapidement les flaques de produit par lavage à grande eau. 7. les vêtements : laver les parties affectées à grande eau immédiatement et de façon prolongée. douches fontaines oculaires à proximité des lieux de travail. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 73 de 110 . une surveillance médicale attentive est conseillée Dans tous les cas. Mesures de premiers secours : En cas de contact avec la peau.5 et 8. les yeux. Ne pas fumer. Produits contenants des solvants S1 S2 S3 S1 Solvants inflammables : Précautions : Stocker les produits à l’air libre ou dans un local ventilé.2. cates individuelles.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques S2 Solvants aromatiques : Se conformer à la législation en vigueur. panneaux. S3 Solvants alcooliques : Se conformer à la législation en vigueur.…etc…) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 74 de 110 . 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. Règle générale : Pour plus d’informations. Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Figure 26: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (1) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 75 de 110 . Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Figure 27: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (2) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 76 de 110 . Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Figure 28: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (3) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 77 de 110 . Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Figure 29: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (4) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 78 de 110 . 3.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 7. Quels sont les paramètres à vérifier sur une pompe d’injection 25. EXERCICES 24. Décrire le jaugeage à l’éprouvette Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 79 de 110 . Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 26. Quels problèmes pose l’incompatibilité et la non miscibilité des produits chimiques ? Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 80 de 110 . Détaillez un exemple de feuille de suivi produit chimique METTRE SCHEMA 27. Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 28. Incompatibilité de stockage : compléter le tableau suivant . Sur quel document trouve-t-on tous les renseignements concernant un produit chimique ? Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 81 de 110 .: ne doivent pas être stockés ensemble + : peuvent être stockés ensemble O : ne doivent être stockés ensemble que si certaines dispositions particulières sont appliquées 29. Les pompes sont installées sur le même skid que les bacs de produits dans lesquels elles aspirent.3. Ce sont des bacs cylindriques d'un volume total de 2 500 litres. Ils n'ont pas d'internes. Les bacs sont donc inertés à l'aide d’azote. Inertage (Blanketing) et protection. Pompes d'injection. 8. Ces bacs sont protégés par une soupape calculée au vide et en surpression.1. 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. Leur instrumentation permet de suivre l'évolution du niveau liquide. et l'anti oxygène se dégradant en cas de contact prolongé avec l'air.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 8.2. Les bacs non inertés ont des connections en attente pour l'éventuelle installation d'un système de d’inertage (ligne N2 + PG –Pressure Gauge-). Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 82 de 110 . NB: Les bacs non « blanketés » sont protégés par un évent. et le niveau haut (LAH = XXX mm). Dans chaque bac sont repérés le niveau très bas (LSLL = XXX mm) qui arrête éventuellement les pompes d’injection. La pression est alors mesurée par un manomètre installé sur chaque bac. La décharge de chaque soupape est protégée par un écran à oiseaux.1. LA CONDUITE 8. 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. L'anti mousse et le désémulsionnant étant des produits inflammables.1.1. ces produits sont stockés sous atmosphère inerte. 8. 8. 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. Ce dernier niveau est reporté en salle de contrôle sous forme d'alarme visuelle indiquant à l'opérateur qu'il doit terminer le transfert. A chaque produit correspond une unité d'injection indépendante.1. 4. Conditions opératoires des pompes. Le débit est contrôlé en maintenant une différence de pression constante à travers une vanne de contrôle à orifice variable. Elles sont spécifiées à leur débit nominal. la pression souhaitée en sortie (pression au point d'injection + perte de charge en ligne) et le débit requis. 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.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Dans les unités d'injection process. Débit et pression opératoire maximum de chaque pompe Les pompes sont calibrées à l'aide du pot placé en aspiration. il est impératif que les vannes manuelles en aspiration et en décharge de toutes les pompes soient toujours ouvertes. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 83 de 110 . Remarques : La pompe de secours démarrant souvent automatiquement en cas d'arrêt de la pompe en service. deux maximum sont en opération. Une soupape est installée sur la ligne process en sortie de pompe. sur chaque IRCD. Si en opération. Elles fonctionnent en normal/secours automatique. une en secours. 8.1. 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. Le choix 3 X 50 % permet de réduire le débit minimum d'injection sur une seule pompe. 3 X 50 % pompes sont installées. Elle constitue la première barrière de sécurité en cas de surpression. toutes les injections simultanées considérées pour le dimensionnement de chaque pompe ne sont pas réalisées. le débit est réglé manuellement sur chaque pompe. L'opérateur peut régler manuellement. Dans les unités d'injection subsea. La pression en amont des IRCD est définie par la pression la plus importante requise au niveau des différents points d'injection. il est nécessaire de recalibrer les pompes en fonction du débit réel à injecter. 2 X 100 % pompes sont installées. 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. si du produit n'est disponible dans aucun des bacs. les IRCD sont réglés au débit et à la pression désirés.5. Le LT situé sur le bac permet la surveillance du niveau dans le bas. un étant en opération.1. Toutes les pompes sont à l'arrêt. Une pompe est en opération. Filtres pour injection 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. l'injection continue à partir d'un autre bac. Il est interdit de renvoyer des produits chimiques au réseau de drain ouvert.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 8. 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.Typique unité.7. Le niveau liquide dans les bacs est normalement au dessus du LSLL d'au moins un bac.6. Dans le cas contraire. l'autre à l'arrêt. Marche. Ces filtres ne sont pas bipassables. Sur les unités équipées d'IRCD. Contrôle Contrôle de niveau des bacs .1. 8.1. Dans ce cas. 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. la pompe est arrêtée par déclenchement de la barre de sécurité correspondante. 8. avertit l'opérateur qu'il doit terminer l'opération de remplissage du bac correspondant. Arrêt normal. États du système. En sortie de chaque groupe de pompes est installé un jeu de filtres 2 X 100%. une alarme de niveau haut LAH. l'autre est secours. Le LT assure la sécurité des pompes. Les bacs contiennent assez de produit pour que l'injection soit possible. En cas de niveau très bas détecté dans un bac. Arrêt de la pompe par l'opérateur à partir de la salle de contrôle. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 84 de 110 . reportée sur le DCS (Digital Control System) . 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 ».Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Arrêt d'urgence. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 85 de 110 . Il convient de bien définir les modes de purge du produit des circuits et du rinçage de ceux ci si nécessaire. MAINTENANCE 1er DEGRE Hormis les plans de maintenance classiques sur tous les équipements d’injection de produits chimiques. L’évacuation du produit purgé doit elle aussi être très rigoureuse. Le niveau liquide dans les bacs dépend de la cause de l'arrêt (LSLL. Initié par le déclenchement de la barre de sécurité de la pompe correspondante Toutes les pompes sont à l'arrêt. Vérification bon fonctionnement réseau de blanketing/Events Certaines de ces manipulations peuvent être soumises à autorisation via le permis de travail. 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.. GPSD.) 8. 8..1.2.2. Ces procédures « OPERGUID » sont éditées par les sites concernés. 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. 32.3. EXERCICES 30. Donner des détails de conduite du blanketing et protection. Donner des détails de conduite des bacs de produits chimiques.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 8. Donner des détails de conduite des pompes d'injection. 31. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 86 de 110 . 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 ? Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 87 de 110 .Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 33. Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 9. TROUBLESHOOTING 9. CONSÉQUENCES SUITE À PROBLÈMES ET ARRÊTS Les conséquences suite à problèmes et arrêts d’injection produits chimiques sont Quasi immédiates.1. 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 88 de 110 . 2. Conséquences traitement eau d'injection 9.1.1.1. Conséquences traitement effluent (séparation) 9.1.1.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 9.1.2.1. 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.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. cavitation pompes) 9. fumée noire à la torche) Huile en sortie de séparateur trop gazée (déclenchement des pompes de circulation par PSL aspiration.1. Floculant : Polyelectrolite Dégradation du rendement de la filtration primaire (Multi-Media Fine Filters) et colmatage rapide de la filtration sécurité (filtres cartouches) Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 89 de 110 .1.3.2.1.1. 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. 9.2. Conséquences traitement eau de relevage 9.1. Anti dépôts Formation de dépôts trop rapide Ö colmatage filtres Colmatage et destruction membranes sur unités de désulfatation 9.4. les vannes.1.3.2.2.3.1. Biocide non oxydant Formation de foyers bactériens anaérobie trop rapide Ö colmatage filtres Colmatage et destruction membranes sur unités de désulfatation 9.3.2. 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. les réfrigérants. la prolifération et le grossissement des coquillages dans les tuyauteries eau de mer.1. Antifouling Perte de protection des tuyauteries contre la fixation.1.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 9.1. Augmentation pertes de charges dans les tuyauteries Colmatage filtres/ crépines plus rapide Cavitation des pompes Augmentation concentration bactérienne Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 90 de 110 . 1. Balayer la ligne avec MEG (Mono Ethylène Glycol).4.2.1. Fuites par percements 9.4. Antidépôts / anticorrosion subsea Arrêt de protection des installations sous-marines (tubing.4.5. Bactéricide injection eau Augmentation formation bactérienne dans les lignes d’injection / LCT (Liaison Couche Trou) Ö corrosion 9.4.1.1.1. Bactéricide installations de surface Augmentation formation bactérienne dans le fond des ballons de production Ö corrosion 9.3.4. Anti paraffine Accélération de la formation et des dépôts Ö bouchage lignes.4. bundles.6. têtes de puits.1.4. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 91 de 110 . risers…).1. 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.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 9. dépôts dans les séparateurs. Bactéricide collectes subsea huile Pas de destruction de formations bactériennes dans les lignes de production sous marines (manifolds. pipes export.4. Attention : Ne pas laisser le réseau sous produit chimique après première utilisation.1. 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. 9. Conséquences traitement pour protection des équipements 9. 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.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. Formation des responsables La formation des responsables traitement aux modes d’action des différents produits et aux enjeux du traitement a été très profitable. 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. RETOUR D’EXPÉRIENCE FILIALE Coûts des traitements (produits chimiques) : 6. 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.000 kUSD en 2002 à 3. dans la mesure ou un traitement bien appliqué est plus efficace et donc moins cher. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 92 de 110 .2.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 9. pertes pendant le transfert..) Coûts induits: manutention. logistique sites à terre (possibilité de livraison « d’opportunité » si il reste de la place sur une plate qui va partir). si une cuve était endommagée la fuite n’était souvent détectée qu’après livraison.. de mélange de produits ou de ré-utilisation de cuves sales Stockage: surface de stockage moindre pour les cuves.. une même cuve servait à plusieurs produits (étiquetage sécurité impossible) Inconvénients qualité: risque de mélange de produits lors du transfert (même pompe. fuites après avoir réutilisé une cuve endommagée.) 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. erreur humaine.. roulement du stock facilité Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 93 de 110 . exposition du personnel lors du transfert des fûts. moins de pertes. 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. cuves réutilisées..Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Inconvénients HSE: Impossible de vider un fût complètement (écoulements en décharge). 780 0.5 Détergent 122.200 4 140.200 24 1.617 0.200 5 1.296 4.102.322 9.383 0.895.571 1 26.400 5 343.160 100 Table 9: Exemple de consommation / coût d'une filiale Ce chiffrage correspond au montant après évolution des traitements et « optimisation » Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 94 de 110 .5 MDEA 25.045.078 2.0 Anti paraffine 339.000 6 179.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Consommation Coût produit litres % US$ % Désémulsifiant 497.262.7 Anti mousse 98.649 5 546.9 7.265 14.437 5.624 17.760 2.8 Inhibiteur corr 200.6 Betz 15.168 1.480 12 162.800 10 711.400 16 1.3 DICB 66.4 Méthanol 261.457 26.0 Cartouches filtre 21.959 7.9 Bactéricide 113.706 100 TOTAL 2.212.2 Anti dépôt 94.1 TEG 145.600 7 314.496 4.544 2.310 0 3.740 5 413.520 0.3 Déshuilant 107.610 1 79.5 Anti O2 76.4 Toluène 4. M OUSS ANTI.P ARF D ESH UILA N T A N T I .O 2 B A C T ER IC ID E IN H IB T .Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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.C OR Figure 32: Représentation graphique de la consommation des produits chimiques Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 95 de 110 . EXERCICES 35. Quelles sont les conséquences de problèmes ou arrêt de l’antimousse ? 39. Citer les 2 types de conséquences suite à problèmes/arrêts d’injection produits chimiques 37. Quelles sont les conséquences de problèmes ou arrêt du déshuilant : Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 96 de 110 . Quelles sont les actions que l’on doit mener pour réduire les coûts d’injection de produits chimiques ? 36.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 9.3. Quelles sont les conséquences de problèmes ou arrêt du désémulsifiant ? 38. GLOSSAIRE Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 97 de 110 .Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 10. .Chemical Injection System – Girassol ..........................................................................................................41 Figure 17: Réseau chlore.........................................................66 Figure 27: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (1) .......................................................................................................................................................24 Figure 11: Floculation et coalescence ....................................14 Figure 7: Hydrate sortie d’une gare racleur...........................................................8 Figure 3: Extrait d'un rapport de chimie de production.............................................60 Figure 23: Compatibilité entre fonctions à 20 °C...........................................................................................................93 Figure 33: Représentation graphique de la consommation des produits chimiques .......................................................................................................................................13 Figure 6: Dépôt de paraffines ..................................................................................65 Figure 26: L'étiquette: une mine d'informations ......................95 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 98 de 110 .........................................................................................................................6 Figure 2: Exemple réseau injection produits chimiques sur GIRASSOL..27 Figure 12: PFD ....................................75 Figure 28: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (2) ...........36 Figure 13:..........................................................................................................................................................................................................76 Figure 29: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (3) .....19 Figure 10: Le moussage .....................................39 Figure 15: Exemple typique d'une feuille de données dimensionnement .....................17 Figure 8: Formation des hydrates ...................................................................................49 Figure 19: Les produits chimiques et le process........................................................................................................................... SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1: Injection des produits chimiques.................................................................................................................10 Figure 4: Dépôt de sulfates..........................................40 Figure 16: Exemples d'injecteurs .............55 Figure 20: Pompe volumétrique.............................................................................................88 Figure 32: Exemple de cuve pour produits chimiques ...........................................................37 Figure 14: P&ID Chemical Injection System Biocide .................................................................................48 Figure 18: Traitement eau de relevage ...............58 Figure 22: Skid de CORRIDOS ..Girassol ........................64 Figure 24: Compatibilité entre fonctions après 7 jours à 4 °C ............................................................................................................57 Figure 21: Jaugeage a l’éprouvette .............................................12 Figure 5: Dépôt de carbonates ....................Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 11..............................77 Figure 30: Fiche de données de sécurité PROCHINOR AM 2774 (4) ............78 Figure 31: Exemple de perturbation......17 Figure 9: Les solutions pour le problème d'hydrates........ ............... SOMMAIRE DES TABLES Table 1: Principales caractéristiques solutions d'hydrates.................................................Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 12.............................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 ........................................................20 Table 2: Exemple de produits chimiques utilisés sur les puits producteurs / injecteurs .............................................................30 Table 4: Exemple de liste d'injection des produits chimiques ................................................29 Table 3: Exemple de produits chimiques utilisés sur les procédés de traitement huile/eau/gaz ..................94 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 99 de 110 .....................62 Table 5: Exemple de suivi journalier produits chimiques FPSO GIRASSOL .......... 3. 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. citons parmi les plus fréquents : les émulsions d’eau dans les pétroles bruts. les dépôts de paraffines. la salinité des bruts. Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 100 de 110 . 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. 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. toute une gamme de produits est à disposition de l’exploitant pour répondre à ses besoins. la corrosion. CORRIGE DES EXERCICES 1. les nuisances d’origine bactérienne. Quels sont les problèmes à résoudre les plus fréquents ? Les problèmes à résoudre sont variés . Ainsi pour lutter efficacement. les dépôts de sels minéraux. Quand et comment sont identifiés les problèmes posés par l’effluent ? Ces problèmes sont identifiés à chaque début de développement de champs d’hydrocarbures. 2.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 13. la pollution des eaux par les hydrocarbures. dans certaines conditions de pression et de température. l'acidité. CO2. De conditions favorables comme la présence de bactéries. le moussage la salinité des bruts. la pollution des eaux par les hydrocarbures. 7. Les asphaltènes. D'un ou de plusieurs agents corrosifs comme le CO2 ou l'H2S dissous. Quels sont les facteurs favorisant la corrosion ? La corrosion résulte de l'action commune de plusieurs facteurs agissant simultanément : L'eau. Le temps. l'oxygène ou le chlore (mais pas les chlorures). A noter qu’il peut y avoir corrosion bactérienne sous dépôt. 6. les sels. Les carbonates. le sable. Que sont les hydrates ? Les hydrates sont des structures cristallines résultant de la combinaison physique de molécules d'eau.. 8. . Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 101 de 110 . le type d'écoulement. d'hydrocarbures et d'autres (H2S. ou des contraintes trop importantes. On distingue deux catégories principales parmi les dépôts organiques : Les paraffines. la température. Les savons de calcium.). Citer les différents types de dépôts minéraux et organiques Dans la catégorie des dépôts minéraux. 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. on retrouve trois sous ensembles : Les sulfates. 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.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 4. les nuisances d’origine bactérienne.. les matériaux inadéquats. 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. les émulsions sont constituées d’huile et d’eau. Conventionnellement. dans une huile de viscosité 5 cPo et de masse volumique 850 Kg/m3. différentes approches sont possibles. donne une vitesse de Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 102 de 110 . 10. on distingue plusieurs catégories (cinétiques. tels que les asphaltènes ou les résines. glycol ou les sels). 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. on veillera à déshydrater le gaz. Les agents émulsifiants les plus souvent rencontrés sont les corps polaires contenus dans les bruts. paraffines ou produits de corrosion. l’autre la phase externe. cette solution est basée sur un design approprié évitant les points à risque. Solutions pour s’opposer aux hydrates ? Pour s'opposer aux hydrates. Inhibition : c'est à dire modifier la composition de l'effluent de manière à déplacer la courbe de formation d'hydrates. 11. 12. Cette dispersion est stabilisée par des agents émulsifiants placés à l’interface. Certains solides peuvent également jouer ce rôle (sable. ). argiles. Présence d'eau : dans ce cas. Sur les champs pétroliers. ce qui revient à déplacer la courbe de rosée eau et donc à éliminer toute présence d'eau liquide dans le gaz. Le liquide dispersé constitue la phase interne.. On notera que dans le domaine des inhibiteurs. Chacune vise à lutter contre l'un des paramètres de formation. méthanol. une émulsion huile dans eau est appelée « directe ». une émulsion d’eau dans huile est appelée « inverse ».. 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.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 9. Contrôle du domaine : connaissant le procédé et les différentes conditions en pression et en température de l'effluent. ∆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. Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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 : ƒ l’ajout d’eau ƒ la présence d’un champ électrique pulsé ƒ 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 Page 103 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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 Page 104 de 110 Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 105 de 110 Le remplissage de l'éprouvette se fait par gravité depuis la cuve par la même ligne que l'aspiration de la pompe. La répétition des mesures affine la précision. une petite erreur de mesure ramenée sur la journée peut après le calcul être importante. Certaines éprouvettes donnent directement la valeur d’injection (ltr/jr) sur un chronométrage d’une minute.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 24. La vitesse de ce remplissage peut indiquer un bouchage partiel (voir même total) de la ligne. La mesure se faisant en un temps court avec une petite quantité de produit. 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 si les manos sont bons (état / échelle / vanne ouverte / non bouché). 25. Vérifier que le filtre aspiration est propre. 26. Décrire le jaugeage à l’éprouvette Lors d'un jaugeage à l'éprouvette la pompe aspire dans l'éprouvette au lieu de la cuve. Vérifier la pression du réseau dans lequel elle injecte. Détaillez un exemple de feuille de suivi produit chimique METTRE SCHEMA Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 106 de 110 . Dans certains cas on peut voir les à -coups de la pompe sur le manomètre. Quels sont les paramètres à vérifier sur une pompe d’injection Vérifier si elle débite. 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. En chronométrant la vidange d'une certaine quantité de produit on calcule le débit. (Pression de refoulement). 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. le trop grand nombre de manips de fûts. Des cuves réservoirs sont maintenant disponibles en livraison et se connectent directement aux skids d’injection évitant les mélanges malencontreux. 28. Sur quel document trouve-t-on tous les renseignements concernant un produit chimique ? Règle générale : Pour plus d’informations. De plus l’approvisionnement en fûts de 200ltr tend à être éliminé pour éviter ce genre de problèmes. Incompatibilité de stockage : compléter le tableau suivant + + + O + + + O + + 29. les surconsommations (fonds de fûts impompables).Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 27. C’est pour cela qu’il existe sur chaque site une matrice miscibilité/compatibilité des produits entre eux. des fiches de données sécurité correspondant à chacun des produits sont tenues à la disposition des utilisateurs Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 107 de 110 . avertit l'opérateur qu'il doit terminer l'opération de remplissage du bac correspondant. Les bacs non blanketés ont des connections en attente pour l'éventuelle installation d'un système de blanketing (ligne N2 + PG). Ils n'ont pas d'internes. ces produits sont stockés sous atmosphère inerte. reportée sur le DCS. Ce dernier niveau est reporté en salle de contrôle sous forme d'alarme visuelle indiquant à l'opérateur qu'il doit terminer le transfert. 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 Page 108 de 110 . Les bacs sont donc blanketés à l'aide d’azote. l'injection continue à partir d'un autre bac. En cas de niveau très bas détecté dans un bac. La décharge de chaque soupape est protégée par un écran à oiseaux. 2 X 100 % pompes sont installées. 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. Le choix 3 X 50 % permet de réduire le débit minimum d'injection sur une seule pompe. Ces bacs sont protégés par une soupape calculée au vide et en surpression. 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. Dans les unités d'injection subsea . Dans le cas contraire. 31. Ce sont des bacs cylindriques d'un volume total de 2 500 litres. Les bacs de produits chimiques sont remplis par gravité à partir des tote tanks situés dans la zone de dépotage sur les niveaux supérieurs. 3 X 50 % pompes sont installées. Donner des détails de conduite du blanketing et protection. Donner des détails de conduite des bacs de produits chimiques. L'anti mousse et le désémulsionnant étant des produits inflammables. Dans ce cas. une en secours. si du produit n'est disponible dans aucun des bacs. deux maximum sont en opération. La pression est alors mesurée par un manomètre installé sur chaque bac. 32. NB: Les bacs non blanketés sont protégés par un évent. Elles fonctionnent en normal/secours automatique.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques 30. Contrôle Contrôle de niveau des bacs . Leur instrumentation permet de suivre l'évolution du niveau liquide. la pompe est arrêtée par déclenchement de la barre de sécurité correspondante.Typique unité. Dans chaque bac sont repérés le niveau très bas (LSLL = XXX mm) qui arrête éventuellement les pompes d’injection. et l'anti oxygène se dégradant en cas de contact prolongé avec l'air. Le LT assure la sécurité des pompes. Donner des détails de conduite des pompes d'injection. Une alarme de niveau haut LAH. Le LT situé sur le bac permet la surveillance du niveau dans le bas. et le niveau haut (LAH = XXX mm). Dans les unités d'injection process. son point de tarage étant légèrement inférieur à celui de la soupape interne de la pompe.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques Une soupape est installée sur la ligne process en sortie de pompe. 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. La ligne de décharge de cette soupape est retournée directement au bac. 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. Vérification bon fonctionnement réseau de blanketing/Events Certaines de ces manipulations peuvent être soumises à autorisation via le permis de travail. Ces procédures « OPERGUID » sont éditées par les sites concernés. dans la mesure ou un traitement bien appliqué est plus efficace et donc moins cher. 34. 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 Page 109 de 110 . 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. 35. L’évacuation du produit purgé doit elle aussi être très rigoureuse. Il convient de bien définir les modes de purge du produit des circuits et du rinçage de ceux ci si nécessaire. 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. 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 ». 33. Elle constitue la première barrière de sécurité en cas de surpression. La formation des responsables traitement aux modes d’action des différents produits et aux enjeux du traitement a été très profitable. 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. fumée noire à la torche) huile en sortie de séparateur trop gazée (déclenchement des pompes de circulation par PSL aspiration.Exploration & Production Le Process Les Produits Chimiques o de faciliter la collaboration entre les personnes en charge de l’application des traitements sur site et le responsable en charge des préconisations. 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. 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 Support de Formation EXP-PR-PR060FR Dernière Révision: 13/05/2007 Page 110 de 110 . 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. Passage d’une livraison en fûts à une livraison en cuves 36.