Telechargé par Alfred Nzondo

le travail de fin de cycle

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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
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