EPIGRAPHE « Même si le chemin conduisant à l’âme semble très difficile encore peut-il être trouvé. Et s’il est parfois difficile à trouver, c’est parce qu’il est trop peu cherché… En cela, ce qui est noble est aussi difficile que possible » Baruch Spinoza 1 IN MEMORIUM DEDICACE 2 Il a fallu tant de patience « fruit du saint esprit » pour arriver un jour à rédiger ce travail. A toi mon chers oncle YOMO Jean-Baptiste pour tant d’amour, des sacrifices et pour le soutien moral, matériel et financier, toi qui malgré les dures épreuves s’est battu corps et âme pour que nous arrivons aujourd’hui à la fin du premier cycle. 3 REMERCIEMENTS A tout seigneur tout honneur, rendons grâce à Dieu l’éternel, pour son souffle de vie et pour nous avoir donné l’occasion d’accomplir ce travail scientifique. Ce présent travail marque la fin de notre premier cycle effectué à l’institut du pétrole et du gaz (IPG) en sigle plus précisément en forage et production pétrolière. Nous remerciement s’adressent sincèrement à Mr Ntuba kalala ingénieur géologue, qui en dépit des ses multiples occupations, a accepté de diriger ce travail avec fermeté et esprit scientifique. Nous adressons également nos remerciements à notre co-directeur Mr Nkay Kausu Florent ingénieur technicien en techniques et sciences pétrolières, qui a bien accepté de nous encadrer, malgré ses multiples taches. Je congratule le corps professoral de nous avoir transmi toutes les connaissances possible que devrions avoir. Nous ne pouvons pas passer outre les amis(es) qui ont contribué d’une facon d’une autre à la realisation de ce travail et surtout à Oko Mercier, Buka Lusamba Anta, Kikounou Jacques Josué, Walo Welo Divine, Bounsana souvnavy, Bassissila Djo, Ilendo Giressh A tous ceux qui auront émis leurs avis et considérations de loin ou de près pour ce travail de fin de cycle, nous disons merci. 4 INTRODUCTION GENERALE 1. Problématique du sujet Dans l’exploitation d’un champ pétrolier, les ingénieurs producteurs espèrent avoir un bon débit des fluides dont la quantité en huile est optimale. Le développement d’un champ a un apport significatif dans la longue gestion des activités de production d’une manière rentable. La récupération secondaire par injection d’eau dans un champ pétrolier envisage une assistance du réservoir, tout en assurant une énergie supplémentaire en injectant de l’eau. Celle-ci est la méthode la plus économique et qui permet de réaliser une augmentation considérable de l’unité de récupération de l’huile par le coefficient de balayage. En outre, dans les pays industrialisés, la lutte contre la pollution repose sur une réglementation et des incitations financières. Le traitement d’eau est la solution pour répondre aux besoins spécifiques du secteur de l’exploitation et la production du pétrole et de gaz : Traitement de l’eau chargée en hydrocarbure ; Production d’eau d’injection de qualité spécifique Et aussi dans la préservation de l’environnement et la population avoisinante. Le but de notre travail est d’élaborer un avant-projet des installations de traitement d’eau pour le champ KUNDJI de la SNPC, afin de minimiser l’impact sur l’environnement et de produire une eau de qualité pour réussir le projet d’injection d’eau dans le réservoir de ce dernier. Car nous savons que, l’injection d’eau est un procédé de récupération secondaire qui a pour objectif d’optimiser la production et d’augmenter la production, tel est le principal intérêt principal des producteurs. La SNPC, société opératrice dans le domaine pétrolier, a prévu dans son projet de développement du champ KUNDJI des puits injecteurs d’eau. Nous nous sommes lancé dans l’élaboration de cet avant-projet pour 5 aider la société à répondre à des différentes questions qu’elle posera au moment venu de l’élaboration de son projet. L’avant-projet se basant sur le traitement d’eau d’injection dans les puits du champ KUNDJI nous incite à poser les questions ci-après : Quelles sont les sources d’eau d’injection que l’avant-projet envisage ? Quelles sont les raisons majeures de l’usage des eaux de production ? L’usage des eaux provenant de deux sources différentes peut-il constituer un gain de la société sur le plan économique et sur le plan environnemental ? En résumé, répondre à ces questions c’est de définir une qualité d’eau compatible avec les roches et les fluides en place. 2. Hypothèse du travail Les procédés de traitement d’eau répondant aux normes et réglementation en vigueur proposés dans le cas de ce travail pourraient être des solutions adéquates pour répondre aux besoins spécifiques et aux questions posées par la SNPC pour mener en bien leur projet de traitement et d’injection d’eau. 3. Choix et intérêt du sujet La motivation première du choix du thème de ce sujet est attribuée au temps passé au sein de la SNPC lors des OJT ou nous avons évolué dans le département de production. Deuxièmement ce choix s’appuie sur l’esprit de sécurité, car nous savons que la sécurité est au cœur des enjeux des industriels. En préservant : Les installations ; La population et L’environnement. 6 4. Délimitation du sujet La notion de délimitation d’un travail est d’une nécessité absolue pour éviter les risques de revêtir notre travail d’un caractère dont les limites sont supérieur à la normale, il est donc évident de délimiter au préalable ce travail pour mieux cantonner l’objectif poursuivi. A cet effet, notre travail se limite sur le champ KUNDJI et les données géologiques se reportant dans le projet au développement. 5. Difficultés rencontrées Lors de l’élaboration de ce travail, diverses difficultés ont été rencontrées du point de vue technique et organisationnel. Sur le plan technique : l’insuffisance de la documentation (théorique et pratique) développant les aspects de notre étude. Sur le plan organisationnel : il est important de signifier les difficultés de sa rédaction par rapport à notre programme d’immersion au sein de la société PERENCO-CONGO où nous avons évolué en qualité d’opérateur. 6. Subdivision du travail Dans le cas de ce travail d’une quantité tout juste suffisante, outre l’introduction générale et la conclusion, la subdivision ci-après offre une suite logique des parties constituant l’ossature de notre étude. Le chapitre I traite les généralités et concepts de base sur les eaux de rejet Le chapitre II parle de l’aperçu sur l’injection et en fin Le chapitre III est consacré à l’avant-projet d’une unité de traitement d’eau pour une injection dans le réservoir du champ KUNDJI. 7 CHAPITRE I : GENERALITES ET CONCEPTS DE BASE SUR LES EAUX DE REJET I.1. INTRODUCTION L’eau est très utilisée dans l’exploitation des installations de production pétrolières, elle subit des altérations de ses caractéristiques notamment pollution par hydrocarbures liquides et gazeux, ou présence d’éléments chimiques et particules solides. Par respect pour l’environnement et les populations avoisinantes, il est hors de question de renvoyer l’eau brute dans le milieu naturel sans la purifier. Pour cela elle subit un traitement constitué de plusieurs phases successives jusqu’à parvenir à une teneur de 25 à 40 ppm en hydrocarbures (suivant les pays) et une parfaite limpidité. I.2. ORIGINES DES EAUX DE REJET1 Les eaux à traiter viennent de plusieurs sections de l’installation de production pétrolière. Elles sont de natures différentes en général de 5 origines à savoir : Les eaux de production (eaux de surface, eaux des nappes profondes et les eaux de gisement) ; Les eaux de purges ; Les eaux de pluie et de lavage (drain ouverts et fermés) ; Les eaux contenant des produits chimiques ; Les eaux d’usages sanitaires et domestiques. Elles sont acheminées vers l’unité de traitement par trois voies différentes. A savoir : Les lignes process des eaux de production Les drains huileux fermés des purges Les drains huileux ouverts des purges 1 Le process : les eaux de rejet, support de formation Total E&P 8 Et parfois par des secondaires indépendants et spécifiques pour les eaux contenant des produits chimiques autres que les hydrocarbures. Elles font ensuite l’objet de traitements tels que déshuilage, élimination de matières solides, la purification par filtration fine et l’oxygénation avant d’être rejetées ou retraitées selon les résultats des analyses. I.3. CARACTERISTIQUES DES EAUX DE REJET2 Comme dit précédemment sur un site de production, nous pouvons trouver 5 types d’effluents, les produits contenus dans les effluents sont : - En suspension dans l’eau : hydrocarbures (HC) et matières en suspension (MES) ; - Ou dissous : sels, matières organiques (additifs, sulfures solubles, alcools, hydrocarbures dissous). En production pétrolière, nous retrouvons principalement des hydrocarbures en suspension qui peuvent être présents dans les eaux, soit à l’état libre ou faiblement émulsionnés (cas des eaux pluviales), soit à l’état d’émulsions (cas des eaux de production et de procédé). La dispersion et la taille des gouttelettes d’huile émulsionnée, dépendent de la vie de l’eau depuis la formation productrice. Les hydrocarbures peuvent être également présents à l’état dissous, la solubilité étant fonction de la nature des hydrocarbures, de la température et de la pression. 2 Traitement des eaux de rejet, support de formation IFP 9 FigureI.1: Echantillon d’eau brute provenant des différentes sections d’une installation pétrolière (Source : eaux de rejet, Spie oil and gas ) Exemple : Pour un brut classique, la teneur en HC dissous à pression atmosphérique et à température ambiante, est inférieure à 15/20mg/l, Pour une gazoline, 20/40mg/l d’HC peuvent être dissous, pour des HC aromatiques (styrène, Benzène) la quantité dissoute est de plusieurs centaines de mg/l. Les matières en suspension sont en général minérales (sables, silts, argiles…) mais on peut trouver de colloïdes (silice colloïdes). Elles proviennent du gisement, des entraînements par les réseaux pluviaux de surface ou de déséquilibre de l’eau dans les conditions de surface (exemple : précipitation de carbonates). Les autres polluants de l’eau en production sont en général présents sous forme dissoute, plus rarement sous forme de précipités ou de floculats. 10 Citons : Les composés soufrés sous forme de mercaptans Les sels dissous qui peuvent être considérés à terre comme des polluants Les additifs (bactéries, inhibiteur de corrosion) souvent à l’état de traces, etc.… I.3.1 Spécifications et règlementation des eaux traitées avant rejet 3 Les règlementations internationales deviennent de plus en plus restrictives, les contrôles sont réalisés sur une moyenne mensuelle et basés sur la prise de 2 échantillons journaliers. Les valeurs de rejet sont fixées par les réglementations locales ou les conventions MARPOL/OSPAR. NORMES DE REJET La réglementation en la matière étant évolutive et incomplète dans nombre de pays où nous intervenons, il sera nécessaire de la faire préciser par l’autorité spécialisée. Offshore. - Au-delà des eaux territoriales (12 miles nautiques), à défaut de réglementation nationale en vigueur concernant le plateau continental, on appliquera les recommandations régionales et/ou internationales. Il faut distinguer deux types de rejets d’eau : Les eaux issues des réseaux de drainages ouverts, qui relèvent de la convention de MARPOL, ne doivent pas contenir plus de 15ppm d’hydrocarbures. 3 Traitement des eaux de rejet, support de formation IFP 11 Les eaux liées à la production du pétrole auxquelles on associe les eaux de déplacement de stockages sous-marins relèvent de la réglementation locale si elle existe, si non de la convention régionale. En général on retiendra 40ppm. On shore. - Limite HC varie avec les sites, d’autres paramètres sont à prendre en compte (DCO, DBO, salinité, MES, PH, température, etc.) DCO : quantité d’oxygène qui a été consommée par oxyder l’ensemble des matières oxydables. voie chimique pour DBO : correspond à l’oxygène qui a été utilisé par des bactéries pour détruire ou dégrader les matières organiques présentes dans l’eau. Les rejets sont soumis, en général, à des réglementations nationales ou régionales plus contraignantes qu’en mer. Les réglementations s’adressent aussi bien aux déversements dans les eaux superficielles qu’aux injections dans les couches profondes autres que le gisement. Pour cette dernière méthode, il n’existe pas de contrainte règlementaire. 12 Arbre de décision des modes de rejet Possibilité d’un déversement dans les eaux de surface Traitement compatible avec les contraintes environnement Possibilité de Réinjection dans le gisement Rejet/Déversement surface (option 1) Traitement compatible avec les contraintes puits/ Formation Réinjection dans le gisement (option 2) Possibilité d’injection dans les couches géologiques profondes Puits de Rejet (option 3) Centre de traitement (option 4) Organigramme I.1 : Arbre de décision des modes de rejet (Source : eaux de rejet, Spie oil and gas) I.4. TRAITEMENT DES EAUX DE REJET4 Trois types de traitement sont réalisés sur les eaux avant le rejet : Traitement primaire : la décantation Traitement secondaire : rupture des émulsions Traitement tertiaire. 4 http://www.processpropre.fr/Archives-article/Fiche/950/Eaux-pures-et-ultrapures-%253A-traitements-et-usages 13 I.4.1. Les principaux procédés de traitement des eaux : Les procédés de traitement qui s’adressent à l’élimination des polluants en suspension sont fondés le plus souvent sur les principes de la séparation gravitaires avec ou sans additifs (procédés physiques ou physico-chimiques). Pour l’élimination des polluants dissous, des procédés physiques ou biologiques peuvent être utilisés. I.4.1.1. Elimination des polluants en suspension Le principale polluant étant les hydrocarbures, les techniques de déshuilage seront, en général, basées sur les principes gravitaires et notamment sur l’accroissement de la vitesse de décantation des gouttes d’HC pour qu’elles soient interceptées le plus rapidement possible. Cette vitesse est fonction de plusieurs paramètres et s’exprime par la loi de STOKES qui permet de dimensionner les ouvrages de séparation gravitaires simples. Exemple : - La vitesse ascensionnelle dans l’eau douce à 40°C d’une goutte d’HC de densité 0,92 est approximativement : De 5m/h pour un diamètre de 150µ De 5cm/h pour un diamètre de 15µ A 20°C, ces valeurs deviennent 3,5m/h, 3,5cm/h. En fonction du temps de séjour minimal nécessaire, on déduit la hauteur des ouvrages de décantation. On peut diminuer ce temps en minimisant le trajet à réaliser par une goutte (séparateurs à plaques).On peut aussi accroitre la vitesse ascensionnelle par l’intermédiaire de procédés de traitement qui modifient préférentiellement certains paramètres. V= 𝑔𝐷 2 (𝜌𝑒 − 𝜌ℎ) 18µ 14 V= vitesse ascensionnelle d’une goutte d’huile en cm/s φe= masse volumique de l’eau en g/cm3 φh= masse volumique de l’huile en g/cm3 g= accélération de la pesanteur 981 cm/s2 D= diamètre de la particule en cm µ= viscosité absolue de la phase aqueuse en poise. Centrifugation et cyclonage sont des séparations par forces centrifuges : procédé dynamique pour la centrifugation statique pour les hydrocyclones. La flottation : procédé qui consiste à disperser des microbulles d’air ou de gaz dans ce milieu liquide, de façon à générer des turbulences qui font coalescer les particules d’huiles entre elles. Les bulles de gaz peuvent s’accrocher aux gouttelettes d’HC et diminuer la densité apparente. Les effets sont accrus par l’ajout d’additifs de flottation, qui sont nécessaires pour stabiliser les émulsions chimiques. ZONE 3 ECREMAGE GAZ ZONE 2 FLOTTATION ZONE 1 MELANGE Figure I.2 : Schéma de principe d’une cellule de flottation (Source : eaux usées support de formation IFP) La coagulation floculation : procédé qui consiste à permettre le rassemblement des particules en suspension pour les faires décanter, par l’intermédiaire d’additifs, minéraux de type chlorure ferrique ou du type organique poly électrolyte. 15 La coalescence : procédé qui consiste à faire fusionner des gouttes de petit diamètre pour en générer de plus grosses, souvent par l’intermédiaire d’un matériau fibreux ou granulaire. I.4.1.2. Elimination des polluants dissous. Il s’agit des produits solubilisés (hydrocarbures dissous) ou solubilisables après transformation (sulfures transformés en H2S par acidification). Les techniques utilisables de traitement font souvent appel au stripping où à d’autres procédés d’extraction. Pour les matières organiques à l’état de traces (produits chimiques de production), les techniques d’adsorption sur charbon actif peuvent être utilisées (techniques très coûteuses). Pour les eaux glycolées des champs à gaz, l’élimination des gaz peut être réalisée par voie biologique, les bactéries adaptées au milieu en aérobiose transforment le carbone présent en produit de dégradation, dont le stade ultime est le gaz carbonique (CO2) et l’eau (H2O). I.5. SPECIFITES DES TRAITEMENTS5 Il est obligatoire de séparer les eaux huileuses de production (réseau fermé et ligne process), des eaux de pluies et lavage (réseau ouvert) pour les raisons suivantes : Incompatibilités chimiques entre les deux effluents : - La présence d’agents de lavage peut émulsifier chimiquement les HC de l’autre réseau ; L’apport d’oxygène accroit la corrosivité des eaux de gisement ; La formation possible des précipités par incompatibilités. Discontinuité des débits : les eaux de production sont émises en continu, les eaux de pluies et lavage en discontinu, à moins de disposer d’un bassin tampon sur le réseau ouvert. 5 Traitement des eaux de rejet, support de formation IFP 16 Différence entre les caractéristiques des effluents : les HC des eaux de drainage sont en général moins émulsifiés et plus faciles à séparer. I.5.1 Procédés de traitement Les eaux de production subissent en général : Un traitement primaire de déshuilage (qui peut être en cas de réinjection) : par décantation dans une cuve, un bassin, un API, un séparateur à plaques, un hydrocyclone. Un traitement secondaire de déshuilage : qui permet d’éliminer les émulsions et les matières en suspension par flottation gazeuse ou gaz dispersés. D’autres procédés tels que la filtration coalescence ou l’hydrocyclonage peuvent être utilisés. Dans le cas de rejet dans milieu naturel sensible, ou de réinjection dans une formation difficile, ou de traitement des eaux chimiquement polluées, on peut être amené à prévoir : Un traitement tertiaire : pour déshuiler par filtration ou stripping, afin d’éliminer des matières organiques telles que sulfures par stripping, ou alcool par traitement biologique. Les eaux de pluies et lavage subissent en général un simple traitement primaire (voir précédemment) ou bien sont envoyées pour séparation au sump –caisson en mer. Suivant les dispositions réglementaires, elles peuvent subir un traitement secondaire dans des zones d’environnement sensible. 17 I.5.2. Eléments de choix des techniques de traitements Le choix du schéma de traitement est essentiellement fonction de la nature des effluents et du mode de rejet. Event Séparateur Dessaleur Fuel gaz Sorties eau Décanteur Flottateur Huile Eau < 40 mg/l Cuve de purge Sump Schéma I.3 : Principe du traitement des eaux de rejet (Source : eaux usées, support de Formation Total E&P) 18 CHAPITRE II : APERCU SUR L’INJECTION D’EAU II. LA FONCTION DE L’INJECTION D’EAU6 II.1. L’importance de l’injection d’eau Dans un gisement, les fluides qui occupent les vides ou pores : l’eau, l’huile ou le gaz, sont en équilibre statique sous l’action des forces de pression, de gravité et de capillarité. 6 Eaux d’injection, support de formation IFP 19 Figure II.1 : coupe d’un gisement (Source : le gisement IFP) La mise en production, par l’intermédiaire des puits producteurs, induit un mouvement des fluides en place, qui se traduit par un transfert des pores vers la surface. Il apparait alors des forces d’inertie (faibles) et de frottement visqueux. Ce mouvement physiques moteurs. des fluides nécessite des phénomènes Les moteurs naturels, ou faisant potentiellement partie du gisement sont : Les expansions monophasiques de la roche magasin et des fluides : gaz, huile sous saturée, eau, accompagnant une baisse pression ; L’expansion des gaz dans l’huile, si la pression devient inferieure au point de bulle ; L’expansion d’un aquifère sous-jacent à l’accumulation ; L’expansion d’un gas cap. Sauf dans le cas des gaz ou de la présence d’un aquifère actif (alimenté par l’extérieur). De plus, la pression baissant, la production ralentit inexorablement. Si l’on peut aider le fluide à s’élever dans le tubing (activation par pompage ou gas lift), laisser se depléter un gisement présente des inconvénients majeurs en terme de récupération. L’injection d’eau ou de gaz dans le gisement permet de maintenir la pression. Il s’agit de récupération assistée parfois appelée récupération secondaire. L’injection d’eau sera le plus souvent décidée dans les cas suivants : Gisement d’huile à faible énergie : huile sous-saturée, aquifère peu actif ou de volume négligeable ; 20 Gisement d’huile peu perméable ou de grandes dimensions (écarts de pression trop importants) ; Gisement d’huile de configuration géométrique telle que les entrées naturelles d’eau, laissent des zones importantes non balayées. II.2. Le but de l’injection d’eau Optimiser la production et augmenter la récupération par : Le maintien de pression, Le balayage de l’huile en place. Figure II.2 : cycle de l’eau (Source : support de formation Total : injection d’eau) II.3. LE PRODUIT FINI II.3.1 Qualité d’eau requise par la formation 21 La possibilité d’injecter à long terme de l’eau dans une formation pétrolière dépend de nombreux facteurs et se traduit par l’injectivité Injectivité= f [P, Q, II (K, h.,Kre, µ, B…)…] P : Pression (différence fond puits-couche) Q : débit II : Index d’injectivité Kre : Perméabilité relative à l’eau K : Perméabilité moyenne dans l’aire de drainage µ : Viscosité à P et T B : Facteur formation de l’eau La qualité de l’eau a une influence sur l’index d’injectivité. Pour qu’il reste constant, toutes choses égales par ailleurs, il convient que l’eau ne soit pas colmatante pour la liaison couche-trou et la formation, et qu’elle n’induise ni réactivité d’argiles, ni phénomène de souring. « En d’autre terme, l’eau doit être compatible » II.3.2 Les sources d’eau On distingue 3 types d’eau suivant leurs provenances : Les eaux de surfaces : mer, lacs, rivières, marigot… Les eaux de nappes de profondes Les eaux de production : gisement, dessalage, process… Dont les caractéristiques sont regroupées schématiquement dans le tableau ci-après : 22 Tableau II.1 : caractéristiques des différentes sources d’eau (Source : injection d’eau, support de formation Total E&P) II.4. FONCTIONNEMENT DE L’INJECTION D’EAU 7 II.4.1. Mise en œuvre et contraintes Le choix de l’injection d’eau implique : Une bonne connaissance du réservoir et de l’aquifère, donc minimum d’historique de production. Si l’injection est simultanée à la mise en production, il convient de tenir compte de la marge d’incertitude (débit, pression) dans la conception des installations. Une définition aussi précise que possible de la qualité de l’eau requise par la formation, en terme de compatibilité ionique, teneur en MES, granulométrie des particules solides et pouvoir colmatant. Donc, nécessité d’étude et d’essais sur des échantillons d’eau de gisement et des échantillons de terrain (carotte). La disposition d’un approvisionnement en eau suffisant, en quantité, qualité et régularité. 7 Injection d’eau, support de formation Total E&P 23 La réalisation de puits injecteurs, judicieusement placés et équipés des moyens de liaison couche-trou adaptés à la formation, aux qualités d’eaux et aux conditions hydrauliques. La réalisation des installations de surface nécessaire au traitement de l’eau, à sa distribution et à son injection, et la prise en compte de ces installations dans l’exploitation du champ II.4.2. Les études conceptuelles La mise en œuvre du procédé ˝injection d’eau˝ sur un site pétrolier nécessite un ensemble d’études interdépendantes et pluridisciplinaires, et la synthèse des travaux de plusieurs équipes de spécialistes. Le fluide process étant l’eau, le projet aura pour objectif de prélever une certaine quantité d’eau dans une source convenable, de la traiter pour atteindre certains critères de qualité et enfin, d’injecter dans la formation. Une organisation spécifique est nécessaire, parfois difficile à définir, les sociétés pétrolières étant classiquement structurées pour l’extraction et le traitement des HC liquides ou gazeux. En bref, on peut répartir de la manière suivante : Les équipes gisement ont la responsabilité de la définition des objectifs à atteindre en termes de quantité et qualité d’eau, de lieu d’injection et de calendrier Les exploitants ont en charge la définition des moyens à mettre en œuvre pour la réalisation de ces objectifs. Schématiquement ceci revient à établir un cahier des charges en répondant aux questions : Quoi ? Combien ? Où ? Quand ?et à concevoir une installation industrielle répondant au cahier des charges, c’est-à-dire à la question comment ? 24 II.5. TRAITEMENT DES EAUX D’INJECTION8 II.4.1 Architecture d’une chaîne de traitement L’architecture de la chaine de traitement d’eau d’injection dépend de la source d’eau et des performances attendues. Les différentes fonctions et procédés utilisés sont interdépendants, ce qui impose, entre autre, une succession logique de traitement. II.4.1.1 de surface Figure II.3 : Architecture de la chaine de traitement d’eau (Source : Traitement des eaux d’injection, support de formation IFP) Eau Les eaux de surface sont de qualités très variables et sont quasi saturées en oxygène dissous. On évitera la très forte teneur en MES, les équipements de filtration utilisés étant des clarificateurs. 8 Traitement des eaux d’injection, support de formation IFP 25 Schémas II.1 : principe de traitement d’eau de surface Source : injection d’eau, support de formation Total E&P II.4.1.2 Eaux de nappes profondes La plupart du temps, les nappes produisent de l’eau sans oxygène et le régime de production permet l’absence de MES. Dans certains cas, la présence de CO2 est source de corrosivité et il peut y avoir présence de bactéries anaérobies (pollution des puits qui sont alors à traiter). C’est la source d’eau qui nécessite le moins de traitement. 26 Schéma II.2 : Principe des nappes profondes Source : injection d’eau, support de formation Total E&P II.4.1.3. Eau de production Le problème majeur est celui du colmatage par les MES associés à l’huile. 27 Schémas II.3 : eau de production Source : injection d’eau, support de formation Total E&P CHAPITRE III : AVANT-PROJET D’UNE UNITE DE TRAITEMENT D’EAU POUR INJECTION DANS LE RESERVOIR DU CHAMP KUNDJI III.1 : PRESENTATION DU CHAMP KUNDJI III.1.1. Localisation du champ Le champ Kundji est situé en onshore congolais dans le permis d’exploitation (PEX) MKB, est à environ 20 Km de la côte, cette région est située au Sud-Est du champ de Mengo. Ce permis est divisé en trois champs qui sont respectivement le champ Mengo, Kundji et Bindi. 28 La Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC) en est le titulaire. Carte géographique du champ III.1.2. domaniale Figure III.1 : carte géographique du champ Kundji (Source: SNPC) Situation Le permis d’exploitation Mengo-Kundji-Bindi a été attribué à la Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC) par décrets ci-après : Décret 2007-156 du 14 février 2007 attribuant le permis d’exploitation Kundji-Bindi à la SNPC, Décret 2007-402 du 30 août 2007 modifiant le décret 2007-156 du 14 février 2007 comme suit : Insertion du d’exploitation gisement de Mengo dans le permis 29 Extension du périmètre du Permis d’exploitation faisant passer la superficie de 98,72 Km2 à 699,84 Km2 4 juillet 2008 : signature du Contrat de Partage de Production (CPP). L’association sur le permis d’exploitation Mengo-Kundji-Bindi se présente comme suit : SNPC: 60%; PREVAIL ENERGY: 20% ; PETROCI: 20%. III.1.3. Données Géologiques Le puits d’exploration Kundji-1 a mis en évidence de l’huile dans les grès de Mengo en 1980. La structure de Kundji, située à la bordure orientale du bassin côtier est une zone tectonique relativement accusée. La structuration apparaît nettement au niveau de la base des argiles vertes. Les grès beiges, fins à grossier subanguleux, mal classé, micacé. A l’intérieur des grès, on observe des passées d’argile gris noire, indurée. Sept bancs ont été identifiés : A, B, C, D, E, F, G. les caractéristiques sont les meilleures que sur la structure de Mengo. III.1.3.1 Sédimentologie de grès de Mengo Les grès de Mengo sont des dépôts gravitaires sous aquatiques lacustres, relativement profonds, empilés en séquence de remblayage. 30 La lithologie de ces grès peut être passée en revue en signifiant qu’elle est assez constante. Car il s’agit de grès d’aspect compact induré, grisâtre, argilo micacé, fin à moyen, mal classé, à granules de quartz et/ou de feldspath disséminés, et de composition moyenne : 40% de quartz, 10% de feldspath plagioclases, 30% de feldspath potassique (orthose), 7% de calcite, 8% de micas, 6% d’argile. 31 Figure III.2 : colonne stratigraphique de l’onshore- Pointe-Noire (Source: SNPC) Les tests réalisés sur ce réservoir en 2011 ont donné les résultats suivants : - Porosité moyenne : 19% Perméabilité : 1,1md Rayon de drainage : 350m Degré API : 32 Densité d’huile : (ρrès) G/CC : 0,745 Pression de réservoir : 146bars : 2117 psi Pression de bulle : 120bars : 1740 psi Flowing bottom pressure : 1564,5 psi 32 - T° réservoir : 76°C Viscosité du réservoir : 99cp à 76°C III.1.4. Caractéristiques pétro physiques du réservoir L’interprétation diagraphique réalisée par Elf-Congo subdivise le réservoir des grès de Mengo en 7 niveaux gréseux séparés par des intercalations argileuses. Une porosité moyenne pondérée de 16,1 % et une saturation moyenne pondérée de 54 % ont été déterminées par Elf-Congo pour cette structure, avec un cut-off de saturation en eau de 60 %. Un examen des données de carottes des puits de Kundji montre que la perméabilité des grès de Mengo est généralement basse. Les valeurs de la perméabilité vont de 1 md à 5 md. III.1.5. Caractéristiques physico-chimiques Les caractéristiques physico-chimiques du champ Kundji sont reparties comme suit : Sa côte a été estimée par Elf-Congo entre 1385 et 1390m soit une colonne d’huile moyenne de 170 m. La salinité de l’eau est de 110 g/l ; La densité est de 1, 07. L’huile produite a une gravité de 32,2°API. Aux conditions de fond. L’huile de Kundji à une viscosité de 0.9 cp. III.1.6. Historique de production du champ Kundji de 70 Le champ a été mis en production en 1981 avec un débit initial pour les deux puits, Kundji-1 et Kundji-2 qui ont été fermé m3/jour 33 de 1987 à 1989 pour cause de débit presque nul. Ce champ appartient au réservoir « grès de Mengo » (constitué de marnes noires) qui est le Barrénien. Les grès de Mengo constituent un réservoir de porosité moyenne et de faible perméabilité matricielle ne pouvant produire qu’à la faveur de réseaux de microfissures ou de fractures alimentant le puits. Il est encore important de signaler que ces microfissures sont difficiles à localiser car le réservoir gréseux de Mengo a une puissance variable et un faciès irrégulier. Plus loin, six puits pilotes étaient prévus sur Kundji en 2011 et 2O12. Il y a des larges quantités d’huile en place à Kundji estimées à environ 1milliard de barils d’huile. Les résultats de quatre logiciels d’estimation de réserve assument 48 mille million de barils (mmb) de réserves commerciales à Kundji. Juste après cette fermeture, la société Elf Congo a supposé que le gisement produisait sous le point de bulle, sans formation de gaz cap secondaire avec pour conséquence le blocage des seuils de pores réduisant la perméabilité relative à l’huile et diminuant le débit d’huile des puits. Au moment de l’abandon du gisement en 1992, le potentiel des deux puits était à 20 m 3/jour. La production cumulée au 31 décembre 1992 est de 91 762 tonnes (669 557,21 bbl) soit des réserves restantes de 11 238 tonnes (582 000 bbl). III.2. PROJET DE DEVELOPPEMENT DU CHAMP KUNDJI Après le résultat de la sismique à 3D qui a été positive, la société a prévu la réalisation de 40 puits dont 10 puits injecteurs d’eau et 30 puits producteurs avec un débit estimé à 10000BOPD. III.3. PRESENTATION DE L’AVANT-PROJET DE L’UNITE DE TRAITEMENT D’EAU POUR INJECTION DANS LE RESERVOIR DU CHAMP KUNDJI 34 Les eaux de production et leurs traitements sont désormais placés au cœur des préoccupations environnementales auxquelles sont confrontés les industriels. De l'entrée, au rejet des eaux industrielles en passant par le traitement pour l'obtention d'eau d’injection, les contraintes réglementaires sont nombreuses. Cela implique de nombreuses recherches de solutions de la part des industriels, afin de limiter l'impact sur l'environnement ainsi que leurs coûts. C’est ainsi que nait cet avant-projet basé sur l’unité de traitement d’eau industrielle pour une injection dans le réservoir du champ Kundji de la société SNPC. Nous proposons une unité de traitement d’eau industrielle répondant à la règlementation en vigueur et à la norme ISO 14046. A cet effet, notre Avant-projet est subdivisé de façon basique de la manière suivante : La composition générale des eaux à traiter, en qualité et en volume, Proposer les dispositions techniques de traitements des eaux pouvant être envisagées ; Etablir une estimation provisoire du coût prévisionnel des travaux. III.3.1. La composition générale des eaux à traiter, en qualité et en volume. Le processus de traitement tient compte de l’origine d’eau à traiter. Pour le cas du champ Kundji nous avons deux catégories d’eau à traiter, à savoir : L’eau de production et L’eau de mer. III.3.2. Les dispositions techniques de traitements des eaux pouvant être envisagées. III.3.2.1. Eaux de production Elles prennent leurs provenance au niveau des lignes de purges, des drains ouverts/fermés. 35 Schéma de principe Venant des Séparateurs, dessaleurs et des purges Bassin API Décanteur Vers tank Flottateur Filtre à sable Description de chaque unité a. Bassin API Il s’agit d’un ouvrage généralement bétonné et enterré dont le but dans le traitement des eaux de production est de séparer de l’eau, l’huile et les solides qui sédimentent. - Caractéristiques : Pour le dimensionnement du bassin API du champ kundji, le champ dispose des données suivantes : débit d’eau à traiter (Qw=15OOOBWPD, trouvé à partir du Qo=1OOOOBOPD estimé de la future production), masse volumique de l’eau (ρ e=1,07kg/m3) et l’huile (ρo=0,864kg/m3 trouvé à partir de la densité API de l’huile qui est de 32,2°API) et viscosité de l’eau (µe=10cp) Les règles API limite: - la section du bassin à 15m2 36 - et la vitesse d’écoulement à 1,5cm/s ou 15 fois la vitesse ascensionnelle dans le respect des intervalles suivants : 1m<HE<2,5m 2m<l<6m 0, 3<HE/l<06 On propose ici les méthodes pratiques de calcul d’un bassin API : Les méthodes API s’appuient sur la loi de stockes qui approxime la vitesse ascensionnelle et le temps de séjour qui doit être au moins 1 heure. La vitesse ascensionnelle est calculée par : Vasc= 𝑔𝐷² (𝛥𝜑) 18µ g : accélération de la pesanteur (m/s2) D= diamètre de la goutte (m) ∆φ= différence de masse volumique entre l’eau et l’huile exprimée en kg/m3) µ= viscosité dynamique de l’eau (cp) Ensuite nous pouvons déterminer la vitesse d’écoulement horizontale : Vh=15.Vasc. Si Vh calculée<1,5cm/s, nous choisissons Vh calculée, si non Vh=1,5cm/s A partir de ce paramètre nous pouvons ainsi calculer la section réelle du bassin par la relation : A= 𝑄𝑤 𝑉ℎ A : la section du bassin (m2) 37 Qw : débit de l’eau (m3/s) Vh : la vitesse d’écoulement horizontale (m/s) La surface du compartiment de décantation : S= 𝐾.𝑄. 𝑉𝑎𝑠𝑐 , S=L*l S : la surface minimale du compartiment de décantation K : le facteur de correction du débit d’un bassin API L : la longueur du bassin (m) L : largeur du bassin La longueur du bassin est trouvée à partir de la surface du compartiment de décantation. Il n’existe pas des règles API de dimensionnement des dispositifs tels que : bassin de tranquillisation, section transversale de la goulotte et le compartiment sortie. Bassin de tranquillisation : L=l/2<2m La vitesse maximale de l’effluent à l’entrée du bassin de tranquillisation doit être <2m/s La goulotte de tranquillisation est dimensionnée pour une vitesse de 0,4m/s La section transversale de la goulotte= 5*section du tube d’entrée Compartiment sortie : L ≥l/3 de la longueur du bassin de décantation Le diamètre et la cote de l’évacuation du compartiment de sortie seront tels que la HE dans le compartiment sortie soit< a la HE dans le bassin : HEs < HE NB : le bassin API ne peut pas arrêter des gouttelettes de Ø < 150µm Principe de fonctionnement : Le bassin API est constitué de trois parties successives : - le compartiment d’entrée ou de « tranquillisation » 38 - le compartiment de Décantation le compartiment de Sortie b. Décanteur Permet, avec un encombrement réduit, le déshuilage primaire des eaux de production. - Caractéristiques : Equipement calculé pour obtenir un pouvoir de coupure de 6µm sur les particules d’huiles. Entre les plaques Re doit rester dans les spécifications du design : ≤1400 Volume du décanteur : prend en compte le Qw et le temps de séjour moyen. Pour le cas de Kundji ce temps de séjour moyen sera de 20min. A partir de ces deux paramètres, on peut consulter les catalogues des fournisseurs pour la sélection du volume du compartiment de décantation. Faisceau lamellaire : le régime d’écoulement de l’eau entre les plaques doit être laminaire, et aussi stable que possible. Partant de cette base on peut déterminer la vitesse pour minimiser R e et maximiser Fr Avec : Re = 𝑉.𝐷 Ʋ Re : nombre de Reynolds V : la vitesse de l’écoulement (m/s) Ʋ : coefficient de viscosité cinématique (m 2/s) Fr= 𝑉² 𝑔.𝑑ℎ Fr : nombre de Froude V : la vitesse de l’écoulement (m/s) dh : diamètre hydraulique équivalent (m) g : accélération de la pesanteur (m/s 2) Nombre de plaque du faisceau lamellaire : 39 Connaissant la Vasc et le Qw, nous pouvons trouver la surface active par la formule ci-après : Q=Sact * Vasc Q : débit d’eau à traiter (m3/h) Sact : la surface active (m2) Vasc : la vitesse ascensionnelle (m/h) L’inclinaison des plaques : selon la difficulté de décantation et les risques de colmatage du pack l’inclinaison sera prise à 45° ou à 60°, donc la surface réelle totale des plaques seront fonction de la valeur de l’angle d’inclinaison des plaques. - Principe de fonctionnement : Le décanteur se compose de trois parties successives : - le premier compartiment dit de tranquillisation le compartiment principal qui constitue la capacité de décantation le compartiment de sortie. La séparation dans le décanteur est effectué par ségrégation de densité, les gouttelettes d’huiles étant dissociées montent en surface, l’huile ainsi recueillie est reprise par un dispositif d’écrémage. Les eaux séparées de l’huile se dirigent au fond du décanteur en allant au flottateur. c. Flottateur Pour le cas de Kundji, on propose le principe de flottation à gaz induit (IGF) dont le but est toujours de déshuiler les eaux de production. La flottation est utilisée en production pétrolière comme traitement secondaire de production. Caractéristiques : - Pouvoir de coupure : 40 Pour l’IGF, le diamètre de coupure est de 8 à 15µm avec 2 à 6 cellules selon la difficulté de la séparation à effectuer. Pour obtenir 40mg/l en final la teneur entrée ne doit donc pas dépasser 500mg/l - Puissance électrique : En moyenne et pour un IGF à 4 turbines il faut compter 0,055 à 0,2kwh/m3 et par cellule pour des débits de 50m 3/h à 1000m3/h Au champ Kundji nous avons : Qw=15000BWPD soit environ 99m 3/h Nous en déduisons une consommation a environ 13kwh/m 3 En conclusion les moteurs utilisés pour le flottateur auront une puissance de 4kw chacun d’où 16kw au total pour 4 cellules - GLR : la moyenne de 5m3/m3 Principe de fonctionnement : Les bulles de gaz sont introduites progressivement dans l’eau par l’intermédiaire de turbines cyclones. Les bulles de gaz entourent les gouttelettes d’huiles et remontent à la surface sous forme d’écumes ou elles sont récupérées par des goulottes auto-stables. d. Filtres à sable Ceux-ci permettent l’élimination de MES et de diminuer le pouvoir colmatant de ses impuretés. Il contient 20 à 200kg de sable que l’eau doit traverser. - Caractéristiques : Toujours en tenant compte des paramètres du champ Kundji, nous proposons les filtres avec comme paramètres de design pour clarifier les eaux de production du champ. Nous avons : Vitesse de filtration 6 à 15 m/h 41 Diamètre 1 à 3m Surface de filtration 0,8 à 7m2 Débit 100m3/h Pression 4 à 10bars Matériau cuve acier revêtement Epoxy Hauteur du lit 1m Media de filtration : sable 1-2mm Avec un taux de filtration de 4,5 - Principe de fonctionnement : Les filtres à sable reçoivent du décanteur et du flottateur une quantité d’eau partiellement traitée en MES. La quantité d’eau recueillie au niveau des filtres arrive avec des particules en suspension ayant un pouvoir de colmatage très efficace. Le système de filtration est celui dit en « down flow », l’eau à traiter est admise au sommet des filtres et l’eau filtrée est évacuée en fond. III.3.2.2. Eaux de mer Pour des raisons peut être due à l’insuffisance de la quantité d’eau de production nécessaire pour couvrir le projet d’injection d’eau, nous proposons à la société une source d’eau dont la disposition d’approvisionnement en eau suffisante, en quantité, qualité et régularité très sûre et une unité de surface nécessaire au traitement de cette eau plus que performante. La source d’eau est celle provenant des eaux de surface notamment « l’eau de mer ». Connaissant les caractéristiques de l’eau de mer (ref tableau II.1), les fonctions des équipements de nos installations se succèderaient de la façon suivante : relevage et chloration filtration désoxygénation 42 Schéma de principe Gaz Pompe de Relevage Eau de mer Chloration Colonne de stripping Filtre Amiad Chloration Tank Bactirep Description de chaque unité a- Relevage et chloration Cette partie est traitée par le terminal de Djeno (Total E&P Congo), par manque d’infos, nous sommes incapable de donner les caractéristiques des pompes de relevages et de l’unité de chloration. Néanmoins nous pouvons par limite définir le rôle de la chloration. « 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 » b- Filtration La filtration est placée en amont des tours de désoxygénation dont le but est d’éliminer les particules en suspension et de diminuer le pouvoir colmatant des suspensions. - Caractéristiques : Vu sa performance en filtration et la simplicité dans l’utilisation, nous proposons des filtres AMIAD à cartouches jetables du type E.66/40 RL en comparaison avec d’autres champs qui traite de l’eau pour des fins diverses on peut citer en exemple le champ MBOUNDI de Eni Congo. Ces filtres ont pour caractéristiques : 43 Diamètre inter/externe 8"#160, volume 610litres, température de design 70°C, perforation 10 micron, vanne de drain 2"#150, poids net 964kg, pression de design 10bars, température de test 15bars - Principe de fonctionnement : Les cartouches sont des cylindres creux dont les parois constituent le media filtrant. L’eau à filtrer passe radicalement de l’extérieur à l’intérieur du cylindre ou le filtrat est collecté. c- Désoxygénation La désoxygénation a pour but d’abaisser les teneurs en oxygène dissous afin de diminuer la corrosivité de l’eau. Le principe de désoxygénation proposé est celui par « stripping de gaz » On appauvrit en oxygène la phase gazeuse en équilibre avec la phase liquide. L’oxygène dissous dans l’eau migre alors vers la phase gazeuse pour rétablir l’équilibre. CONCLUSION GENERALE Nous voici au terme de notre travail consacré à l’avant-projet d’une unité de traitement d’eau pour injection dans le réservoir du champ Kundji. Ceci par le fait qu’à l’heure actuelle, la récupération secondaire est caractérisée par l’existence d’un éventail de techniques variées dont aucune n’est et ne peut d’ailleurs être universelle en raison de la très grande variété 44 des conditions rencontrées et de la très grande complexité des problèmes posés. Cependant la particularité de l’injection d’eau est le gain de débit par amélioration du coefficient du balayage, donc l’accroissement des ventes ne suit qu’avec un certain retard l’implantation du dispositif d’injection (le débit d’huile augmente par élévation de la pression statique ou par diminution du rapport gaz-huile de la production). Certes, pour les gisements à faible perméabilité, où plus d’une année peut s’écouler entre le début de l’injection et l’augmentation sensible du débit d’huile, mais toutefois l’injection d’eau est la méthode de récupération assistée qui permet de récupérer plus de 60% d’huile en place. Et cette dernière est accompagnée des eaux de production. En effet, les eaux de production et leurs traitements sont désormais placés au cœur des préoccupations environnementales auxquelles sont confrontés les industriels. De l'entrée, au rejet des eaux industrielles en passant par le traitement pour l'obtention d'eau d’injection, les contraintes réglementaires sont nombreuses. Cela implique de nombreuses recherches de solutions de la part des industriels, afin de limiter l'impact sur l'environnement ainsi que leurs coûts. C’est ainsi que nait cet avant-projet basé sur l’unité de traitement d’eau de production, répondant à la règlementation en vigueur et à la norme ISO 14046, pour une injection dans le réservoir du champ Kundji de la société SNPC. Pour ce qui est de notre avant-projet, le traitement de l’eau à injecter dans le champ Kundji, prend en compte le mélange des eaux provenant de la production et l’eau de mer pour des raisons suivantes : - Premièrement, le champ Kundji, pour le dimensionnement du bassin API, dispose un débit d’eau à traiter (Qw=15OOOBWPD, trouvé à partir du Qo=1OOOOBOPD estimé de la future production). Cette eau constitue une source d’eau suffisante en qualité et en régularité (puits en production), mais la quantité ne sera pas suffisante ; - En second lieu, pour des raisons dues à la quantité insuffisante d’eau de production nécessaire pour couvrir le projet d’injection d’eau, nous 45 proposons à la société une source d’eau dont la disposition d’approvisionnement en eau suffit, en quantité et régularité très sûre et une unité de surface nécessaire au traitement de cette eau plus que performante ( le relevage et la chloration, la filtration et la désoxygénation ) par le simple fait que l’eau de mer présente une mauvaise qualité par rapport à celle produite. Cela étant, cet avant-projet, avec l’usage de l’eau de mer et les eaux de production, va donner une solution à trois paramètres très importants pendant la production du champ par le simple fait que : - Il va permettre une production la plus maximale possible du champ Kundji ; - Le coût sera réduit comparativement au cas où on utiliserait soit l’eau de mer seule ou les eaux de production seules. - On aura réduit le taux de pollution de l’environnement marin, une manière de lutter contre le réchauffement climatique. Ceci est notre avant-projet que nous soumettons à la société SNPC et aux lecteurs avisés pour des critiques constructifs. BIBLIOGRAPHIE 46
