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PROCEDE D'ALIMENTATION EN COMBUSTIBLE D'UNE UNITE DE
PRODUCTION D'UN BRUT LOURD, PROCEDE DE PRODUCTION DE
BRUT LOURD ET UNITE DE PRODUCTION DE BRUT LOURD
CORRESPONDANTS.
La présente invention concerne un procédé d'alimentation en
combustible d'une unité de production d'un brut lourd et un procédé de
production d'un brut lourd utilisant ledit procédé d'alimentation. Elle
concerne également une unité de production d'un brut lourd pour la
mise en oeuvre du procédé de production.
Comparativement au pétrole brut léger classique, les bruts lourds
et les bruts extra-lourds, également appelés huiles lourdes ou extra-
lourdes et les bitumes naturels, ont généralement une proportion
beaucoup plus importante de composés carbonés lourds, une plus
grande teneur en soufre, en azote et en métaux lourds. Or, les
raffineries classiques sont conçues pour traiter principalement du
pétrole brut léger classique. C'est pourquoi, il est économiquement
préférable de construire une usine de valorisation ( upgrader ), en
Anglais), qui valorise le brut lourd en un pétrole brut synthétique
plus léger, qui sera ensuite acheminé vers n'importe quelle raffinerie
classique pour être transformé en produits commerciaux (essences,
gazole.. . ) .
De plus, l'exploitation des bruts lourds et extra-lourds,
généralement définis par une densité inférieure à 20 API, est
particulièrement difficile en raison de leur viscosité élevée. Un des
principaux problèmes auxquels se trouvent confrontés les pétroliers, est
celui du transport des pétroles lourds tels que ceux issus des gisements
de l'Athabasca au Canada ou de la ceinture pétrolifère de l'Orénoque au
Venezuela, depuis les lieux de production (puits de brut lourd ou extra-
lourd, sites d'extraction minière de sables bitumineux...), jusqu'aux
sites de traitement (unités de valorisation de bruts lourds, raffineries
capables de traiter les bruts lourds...).
Plusieurs solutions ont été proposées afin de rendre les bruts
lourds transportables. L'une de ces solutions consiste à diluer le brut
lourd avec des huiles ou des fractions pétrolières légères, ce qui permet
de diminuer la densité et la viscosité de l'effluent, à des valeurs
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compatibles avec les spécifications des conduites de transport
(183.5 mPa.s à 37,7 C et 15 API au Venezuela et 350 mPa.s à 7.5 C en
hiver et à 18.5 C en été et 19 API au Canada par exemple).
Deux schémas sont alors possibles. Dans le premier sçhéma, le
diluant n'est pas recyclé, et c'est le brut lourd dilué qui est acheminé
vers les raffineries clientes.
Dans un second schéma, on procède au recyclage du diluant,
lorsque l'on dispose d'une usine de valorisation de bruts lourds. Le brut
lourd dilué peut alors être envoyé par pipeline vers ce site de
traitement, où le diluant est séparé par distillation du brut lourd afin
d'être renvoyé vers le site de production par un second pipeline et
réutilisé, sur place.
Cette boucle est représentée de manière schématique sur la figure
1, sur laquelle une canalisation 1 transporte le brut lourd produit par
une unité de production 3 et dilué vers une unité de traitement 4, une
canalisation 2 transportant un diluant de l'unité de traitement 4 vers
l'unité de production 3. Le diluant est mélangé au brut lourd au niveau
de l'unité de production 3 afin de permettre son transport vers l'unité de
traitement 4.
Lorsque la viscosité des bruts lourds n'est pas trop importante,
ceux-ci conservent une certaine mobilité (c'est à dire une certaine
fluidité) dans les conditions de pression et de température du réservoir.
Il est donc possible de les produire par des méthodes de récupération
classiques, telle que la simple déplétion naturelle du gisement, appelée
aussi production froide dans la mesure où elle ne fait pas appel à un
apport extérieur d'énergie, en dehors de l'activation du puits.
Les bruts lourds trop visqueux ne peuvent être produits à partir
d'un puits à moins d'avoir été préalablement chauffés ou dilués. On
parle dans ce cas de production chaude . L'une des technologies
utilisées consiste en une injection continue de vapeur d'eau, et est
appelée SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Cette technologie
repose sur le forage d'une paire de puits horizontaux, un puits de
production situé à la base du gisement et un puits d'injection foré à
quelques mètres au dessus du premier. La vapeur d'eau injectée dans le
puits d'injection chauffe la couche bitumineuse. Le brut lourd fluidifié
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et l'eau de condensation s'écoulent par gravité jusqu'au puits de
production, d'où ils sont pompés à la surface.
De par les mécanismes physiques mis en jeu, la production froide
comme la production chaude ne permettent de récupérer qu'une partie
du brut lourd en place : en production froide, le taux de récupération de
brut extra lourd est généralement inférieur à 10%, alors que la
production chaude, bien plus efficace, permet d'atteindre des taux de
récupération de l'ordre de 20% ou plus selon les caractéristiques du
champ. La production chaude peut donc s'appliquer également aux
gisements de brut lourd ayant une certaine mobilité pour en améliorer
le taux de récupération.
Mais l'inconvénient majeur de la production chaude, est qu'elle
nécessite un apport très important en énergie. Il faut en effet du
combustible pour les fours et/ou chaudières afin de produire de la
vapeur d'eau, entre autres.
Généralement, on utilise le gaz naturel comme combustible. Mais
celui-ci n'est pas forcément disponible à proximité, et de plus, son prix
est un risque pour l'avenir.
On peut recourir à d'autres combustibles alternatifs, tel que le
brut lourd lui-même. Ainsi, une partie de celui-ci servirait à procurer de
l'énergie sur le site de production. Néanmoins, cette solution implique
une diminution de la capacité nette de production du site pétrolier,
pouvant atteindre jusqu'à 15-20%.
Une autre solution consiste à utiliser un combustible solide tel
que le charbon ou le coke, transporté par voie terrestre afin d'être brulé.
Le coût de ces matières et de leur transport, surtout quand les sites de
production pétroliers sont situés dans des régions difficiles d'accès
géographiquement, constituent un inconvénient important.
C'est donc un besoin majeur de trouver une solution alternative
visant à satisfaire les besoins énergétiques grandissants des sites de
production des bruts lourds.
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A cette fin, l'invention propose un procédé d'alimentation en
combustible d'une unité de production de brut lourd, ladite unité
comportant :
- une canalisation d'alimentation en diluant(s) destinée à
transporter au moins un diluant depuis une unité de traitement vers
ladite unité de production
- une canalisation d'évacuation destinée à transporter le brut
lourd produit sur l'unité de production, mélangé au(x) diluant(s) depuis
l'unité de production vers l'unité de traitement,
caractérisé en ce que l'on utilise la canalisation d'alimentation en
diluant(s) pour transporter un mélange combustible et diluant(s) vers
l'unité de production.
Ledit diluant est apte à être mélangé au brut lourd produit sur
l'unité de production afin de permettre son transport par pipeline.
Le procédé selon l'invention présente l'avantage d'utiliser un
dispositif existant, à savoir les canalisations existantes, pour amener un
diluant, ou un mélange de diluants, sur le site de production du brut
lourd, de sorte qu'il peut être mis en o uvre sans modification majeure
des installations existantes.
Le procédé selon l'invention peut également être mis en oeuvre à
la demande , c'est-à-dire selon les besoins énergétiques du site de
production, en envoyant plus ou moins de combustible, voire pas du
tout comme c'est le cas pour la boucle diluant classique. De plus, le
procédé selon l'invention peut être utilisé en mode discontinu ( batch
en Anglais).
Avantageusement, le combustible est une fraction hydrocarbonée.
De préférence, on utilisera une fraction hydrocarbonée lourde,
généralement difficile à valoriser, ayant un résidu en Carbone
Conradson CCR supérieur ou égal à 10% poids, et préférentiellement
supérieur ou égal à 15% poids, et encore plus préférentiellement
supérieur ou égal à 20% poids.
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La fraction hydrocarbonée sera par exemple issue du traitement
d'un brut lourd par ladite unité de traitement. Toutefois, on utilisera
préférentiellement une fraction hydrocarbonée issue du traitement du
brut lourd produit par ladite unité de production.
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L'unité de traitement permet d'effectuer une valorisation
( upgrading en Anglais), qui consiste à transformer le pétrole lourd en
un produit dont la densité et la viscosité, ressemblent à celles d'un
pétrole léger classique. Une telle unité de traitement (usine de
valorisation) comporte en général plusieurs unités
- unités de distillation atmosphérique et sous vide,
- unités de désasphaltage.
- unités de cokéfaction.
- unités d'hydrocraquage (en lit fixe / lit ébulliant / lit
slurry).
- unités d'hydrotraitement.
On pourra utiliser une fraction hydrocarbonée choisie parmi le
résidu de distillation atmosphérique, le résidu de distillation sous vide,
le brai de désasphaltage et le résidu d'hydrocraquage, issus du
traitement d'un brut lourd qui serâ de préférence le brut lourd produit
par ladite unité de production.
Avantageusement, le diluant est choisi parmi les coupes légères
ou dérivés pétroliers tels que le condensat, le naphta (en particulier, le
naphta de coker), le kérosène, le gazole, le LCO, les mélanges de
distillats...
En variante, le diluant est choisi parmi les solvants organiques
tels que les alcools comme le méthanol, l'éthanol, le propanol,
l'isopropanol et l'hexanol, les esters et les éthers comme le MTBE, le
TAME, ainsi que les paraffines de synthèse issues du traitement du gaz
ou de la biomasse.
De préférence, et en particulier lorsque la distance séparant
l'unité de traitement de l'unité de production est grande, le combustible
et le(s) diluant(s) sont choisis de manière à ce que le mélange
combustible - diluant(s) présente une limite de stabilité S-value >_ 1
(norme ASTM D7157), préférentiellement S-value >_ 1,35. Ceci permet
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d'éviter des dépôts dans la canalisation dus à une instabilité du
mélange combustible-diluant.
Le rapport supérieur combustible/diluant est limité par la
quantité de diluant qui est nécessaire pour former un produit
transportable par pipeline. Ainsi, de préférence, la limite supérieure du
rapport combustible/diluant est comprise entre 70 % et 80 %, et
suffisante pour que le mélange soit transportable.
Généralement la limite inférieure du rapport combustible/diluant
est comprise entre 10 % et 20 %. Comme la relation entre la viscosité
du mélange et le volume de diluant ajouté, est exponentielle, le
maximum de diminution de viscosité correspond à un certain taux de
solvant qu'il est inutile de dépasser.
L'invention concerne également un procédé de production d'un
brut lourd au moyen d'une unité de production de brut lourd, ladite
unité comportant :
- une canalisation d'alimentation en diluant(s) destinée à
transporter au moins un diluant depuis une unité de traitement vers
ladite unité de production,
- une canalisation d'évacuation destinée à transporter le brut
lourd produit sur l'unité de production, mélangé au(x) diluant(s) depuis
l'unité de production vers l'unité de traitement,
Ledit procédé comprenant :
(a) l'acheminement d'un combustible en mélange avec au moins
un diluant conformément au procédé d'alimentation en combustible
selon l'invention,
(b) la séparation sur l'unité de production du combustible et du
diluant.
Ledit diluant est apte à être mélangé au brut lourd produit sur
l'unité de production afin de permettre son transport par canalisation,
L'étape (b) de séparation du combustible et du diluant peut être
réalisée soit par distillation, soit de manière plus simple par une
séparation liquide-vapeur réalisée en continu (Flash en Anglais). En
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effet, le combustible et le diluant utilisés selon la présente invention
présentant généralement des caractéristiques très différentes, ils
peuvent être aisément séparés de manière totale, par simple flash.
Cette étape de séparation peut être complétée, selon le type de la
fraction hydrocarbonée recyclée avec le diluant, par d'autres
traitements physico- chimiques de séparation (ex : désasphaltage).
Avantageusement, ce procédé comprend une étape de combustion
ou de gazéification du combustible séparé dans l'unité de production.
L'invention concerne également une unité de production d'un
brut lourd pour la mise en oeuvre du procédé de production selon
l'invention, ladite unité comportant :
- une canalisation d'alimentation en diluant(s) destinée à
transporter au moins un diluant depuis une unité de traitement vers
ladite unité de production,
- une canalisation d'évacuation destinée à transporter le brut
lourd produit sur l'unité de production, mélangé au(x) diluant(s) depuis
l'unité de production vers l'unité de traitement,
caractérisée en ce qu'elle comprend un dispositif de séparation
relié à la canalisation d'alimentation en diluant(s), ledit dispositif étant
apte à séparer le mélange combustible-diluant circulant dans ladite
canalisation d'alimentation.
Avantageusement, l'unité comporte un dispositif de gazéification
ou de combustion du combustible séparé au moyen du dispositif de
séparation, ledit dispositif de combustion étant apte à produire l'énergie
nécessaire à l'extraction du brut lourd en utilisant ledit combustible.
En tant que dispositif de combustion, on utilisera par exemple
une chaudière à lit fluidisé (CFBB).
Le procédé d'alimentation selon l'invention présente plusieurs
avantages:
- utilisation d'un dispositif existant (pipelines déjà en place)
ne nécessitant que l'ajout d'un dispositif de séparation sur le site de
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production et éventuellement un dégoulottage du pipeline de diluant
existant (station de pompage);
- mise en ceuvre à la demande , selon les besoins
énergétiques du site de production.
- mise en oeuvre avantageuse lorsque le site de traitement
comprend une unité -de cokéfaction alimentée en résidu sous vide : à
l'occasion d'un dégoulottage général du site sans toucher au coker, le
supplément de résidu sous vide généré par le supplément de traitement
de brut extra lourd étant envoyé sur le lieu de production pour être
utilisé comme combustible.
L'invention est maintenant décrite en référence aux dessins
annexés, non limitatifs, dans lesquels :
La figure 1 est une représentation schématique des canalisations
(pipelines) reliant une unité de production de brut lourd à une unité de
traitement ;
La figure 2 est une représentation schématique d'une unité de
traitement et d'une unité de production selon l'invention.
La figure 2 représente une unité de production 10 d'un brut lourd
reliée à une unité de traitement 11 du brut lourd produit au moyen de
canalisations d'alimentation 12 et d'évacuation 13. La canalisation
d'alimentation 12 amène un diluant à l'unité de production, la
canalisation d'évacuation transportant le brut lourd produit mélangé au
diluant vers l'unité de traitement. Suivant le procédé selon l'invention,
la cânalisation d'alimentation 12 sera utilisée pour transporter le
combustible provenant de l'unité de traitement en mélange avec le
diluant, vers l'unité de production.
L'unité de production 10 selon l'invention est pourvue d'un
dispositif de séparation 14 pour la séparation du combustible et du
diluant amenés par la canalisation d'alimentation 12. Le combustible C
séparé est transporté à un dispositif de combustion 15 pour la
production d'énergie en vue de la production du brut lourd BL. Le
diluant D séparé est, quant à lui, mélangé au brut lourd produit en vue
de son transport vers l'unité de traitement via la canalisation
d'évacuation 13.
L'unité de traitement comporte un dispositif de séparation 16 du
diluant et du brut lourd qui sépare le diluant D pour le renvoyer à
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l'unité de production via -la canalisation 12, et le brut lourd BL. Cette
séparation est généralement effectuée par distillation atmosphérique.
Le brut lourd subit ensuite une distillation sous vide dans une
colonne 17. Le résidu sous vide RSV produit, qui peut représenter
jusqu'à 50% environ du brut lourd, peut être traité dans une unité de
cokéfaction 18. L'unité de traitement peut égal-ement être pourvue d'une
unité de désasphaltage 19 pour le traitement du résidu sous vide RSV.
Lorsque l'unité de traitement comprend une unité de cokéfaction
18, le résidu sous vide est transformé en coke et en charges plus
légères. Une partie de ce résidu peut être envoyée via une conduite 20 à
l'entrée de la canalisation d'amenée 12 dans laquelle il est introduit en
mélange au diluant, pour être transporté vers l'unité de production et y
servir de combustible après séparation d'avec le diluant.
Lorsque l'unité de traitement comprend une unité de
désasphaltage 19, le résidu sous vide est transformé en huile
désasphaltée DAO et en brai de désasphaltage. Du brai de
désasphaltage peut être renvoyé via une conduite 21 à l'entrée de la
canalisation d'amenée 12 dans laquelle il est introduit en mélange au
diluant, pour être transporté vers l'unité de production et y servir de
combustible après séparation d'avec le diluant.
EXEMPLES
Les exemples suivants illustrent l'invention et ses avantages sans
toutefois en limiter la portée.
Plusieurs mélanges de combustible et de diluants ont été testés.
Les combustibles testés sont les suivants :
- Résidu sous vide (RSV) du brut vénézuélien extra-lourd Zuata
- Brai issu d'un désasphaltage au pentane de bitume de
l'Athabasca produit par voie thermique (SAGD) ; produit liquide le plus
lourd.
Les propriétés des combustibles sont les suivantes
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Tableau 1: propriétés des combustibles testés
Brai RSV
Masse Volumique à 15 C k m3 1099,1 1051,6
Viscosité cinématique à 190 C mm2 s 403,9
Viscosité cinématique à 200 C mm2 s 580,8
Viscosité cinématique à 210 C mm2 s 189,2
Viscosité cinématique à 230 C mm2 s 266,1
Les solvants testés sont les suivants
- Naphta léger
5 - Naphta Lourd
- Naphta total (32% Naphta léger+68% Naphta lourd)
- Coupe kérosène
- Naphta de coker
10 Tableau 2 : ro riétés des diluants testés
Naphta Naphta Naphta Coupe Naphta
léger lourd total kérosène de coker
Masse Volumique
à 15 C k m3 649,3 734,0 705,7 797,4 802,9
Dans cet exemple non limitatif, nous nous sommes imposés, de
surplus, les contraintes suivantes :
(1) Le mélange doit présenter une réserve de stabilité, (S-
Value>1,35 norme ASTM D7157) suffisante pour éviter tout problème
de décantation.
(2) le mélange doit répondre aux spécifications des canalisations
(pipelines en Anglais) :
- Au Venezuela :
- 183,5 mPa.s à 37,7 C max., 15 API de densité min.
- Au Canada:
- 0,935 de densité max. et 350 mPa.s max, à 7,5 C en hiver
- 0,935 de densité max. et 350 mPa.s max. à 18,5 C en été.
Les mélanges de diluant et combustible ont été étudiés pour deux
compositions :
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- 85% en masse diluant + 15% en masse de combustible,
- 70% en masse diluant + 30% en masse combustible,
Les résultats des tests sont regroupés dans les tableaux 3 et 4.
Les principales conclusions sont les suivantes :
(a) Les mélanges instables peuvent être classés en deux
catégories :
- Fortement instable : deux phases apparaissent (pas de
miscibilité).
- Légèrement instable : la non-miscibilité n'est pas visible à
l'oeil mais une mesure de la stabilité ou un simple test à la tâche
montrent que le produit est instable (S-value<1).
(b) Les mélanges suivants ne présentent pas une réserve de
stabilité suffisante :
70 / 30 naphta lourd / brai,
70 / 30 naphta total / brai,
85/15 coupe kérosène / brai.
85/15 naphta léger / RSV
70 / 30 naphta léger / RSV
(c) Les mélanges stables (S-Value>1,35) respectent la contrainte
de densité des pipelines.
(d) En terme de viscosité, tous les mélanges testés sont conformes
aux spécifications visées sauf le mélange 30%brai +70% coupe kérosène
qui ne respecte pas la contrainte hiver des pipelines canadiens.
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