Traitement des émulsions

Les hydrocarbures provenant des puits sont le plus souvent un mélange de pétrole brut, de gaz et d’eau. De plus en plus de champs pétroliers étant exploités depuis des années, leur pression diminue et doit être soutenue par injection d’eau dans le réservoir. La teneur en eau du brut, appelée « water cut », augmente donc continuellement. Dans l’industrie des hydrocarbures, une émulsion est généralement un mélange d’eau et de pétrole. Elle est produite par les forces mécaniques qui mélangent ces deux liquides. Ce mélange se produit à chaque station de pompage, mais aussi lorsque les pipelines sont fortement incrustés : le passage du brut, constitué de pétrole et d’eau, sur ces surfaces irrégulières provoque des turbulences qui forment une émulsion. Il se produit également dans les coudes ou partout où une force mécanique s’exerce directement ou indirectement sur le brut. Le problème pour l’industrie pétrolière est qu’il faut à nouveau séparer l’émulsion en eau et en pétrole pour poursuivre le traitement des liquides. Pour éviter les émulsions, on ajoute au brut de grandes quantités de produits appelés désémulsifiants. Ces produits chimiques empêchent la formation d’émulsions dans le brut. Pour obtenir un brut de qualité exportation, avec 0,5 % de BSW, les désémulsifiants entraînent des coûts supplémentaires de produits chimiques pour les compagnies pétrolières. Les installations de traitement comportent souvent des ETP, ou unités de traitement des émulsions, où les émulsions issues des séparateurs sont rompues par la chaleur et par des produits chimiques, des agents de rupture des boues et/ou des désémulsifiants. L’émulsion est chauffée à environ 80 °C, température à laquelle elle se sépare plus facilement. Ces ETP constituent très souvent le goulet d’étranglement de l’ensemble du terminal pétrolier. Si l’unité de traitement ne peut plus recevoir d’émulsion, il faut ralentir l’arrivée de brut frais, ce qui revient à réduire la production du champ.

Merus réduit ou empêche la formation d’émulsions

L’utilisation de Merus en amont, au niveau du puits ou juste à sa sortie, permet de réduire la quantité d’émulsion produite. Si le puits ne contient pas de dépôts de paraffine, ou beaucoup moins, l’écoulement du brut est plus laminaire, avec très peu de turbulences ; il se forme donc beaucoup moins d’émulsion directement dans le puits. Des données montrent qu’en utilisant Merus directement dans le puits, la quantité d’émulsion, auparavant d’environ 20 %, est tombée à moins de 10 %. Il en va de même pour les conduites principales et de collecte. Si la conduite contient moins de paraffine, l’écoulement du brut est plus laminaire et produit moins d’émulsion. Certains indices montrent que cette approche permet de recevoir moins d’émulsion à l’installation de traitement. Les données dont nous disposons ne suffisent toutefois pas à établir une tendance claire. Lorsque Merus est utilisé dans les cuves de décantation ou les séparateurs, la quantité d’émulsion diminue à nouveau, comme expliqué dans la rubrique consacrée aux séparateurs.

Des économies pouvant atteindre 30 % des coûts d’exploitation

Les économies les plus importantes sont observées dans le séparateur ou le terminal pétrolier lui-même. Les seules économies de produits chimiques, obtenues en améliorant leur efficacité, peuvent atteindre 30 % des coûts d’exploitation du procédé. Une réduction d’environ 20 % de l’émulsion fraîche est constatée sur une conduite d’arrivée au terminal. Les avantages d’une séparation plus rapide dans ces systèmes n’ont pas été chiffrés. Les économies liées à la réduction des émulsions dès le puits ou dans les conduites principales sont très difficiles à calculer, car Merus n’y est généralement pas installé à cette fin : il sert surtout à éviter les dépôts de paraffine ou l’encrassement. Pour obtenir une vision claire de l’amélioration concernant les émulsions, tous les puits reliés à une conduite principale alimentant un terminal pétrolier devraient être équipés de Merus, afin de dégager une tendance nette.

D’un point de vue théorique, il semble néanmoins possible de réduire de plus de 20 % les coûts d’exploitation sur l’ensemble du parcours, du puits au terminal pétrolier ou au séparateur.

Études de cas liées