Production de pétrole : Filtration et production de pétrole efficace

Ken Sutherland examine l'importance des filtres dans la production de pétrole brut, à la fois on- et offshore.

La production d'huile de pétrole est fondamentalement un processus très simple - un trou est foré dans la croûte terrestre (sur terre ou sous la mer) jusqu'à ce qu'une formation rocheuse pétrolifère soit atteinte, après quoi le pétrole est forcé dans le trou foré à la surface. Le « jaillissement » qui en résulte est un spectacle familier aux lecteurs de magazines ou aux cinéphiles. Le processus réel est bien plus complexe que cela, mais la première étape de la production pétrolière peut être considérée de cette manière simple, la pression naturelle de la zone souterraine étant suffisante pour forcer le pétrole à remonter à la surface, dans ce que l'on appelle la phase primaire de production. Finalement, la pression chute au fur et à mesure que le pétrole est extrait et le taux de production commence à baisser. À ce stade, la décharge d'huile est stimulée par l'utilisation de pompes de fond de puits, bien que de telles pompes (comme le familier "âne hochant la tête") aient généralement été installées et puissent avoir été utilisées dès le début de l'exploitation. Plus la formation pétrolifère est profonde, plus il est probable qu'une certaine forme d'élévation artificielle sera nécessaire. Lorsque le flux de pétrole hors de la formation rocheuse vers le fond du puits est trop faible pour son rejet ultérieur par pompage, alors c'est la fin de la phase de production primaire. La quantité d'huile produite dans cette phase primaire peut représenter aussi peu que 10 % du contenu total du réservoir et jusqu'à 30 %. Pour la plupart des puits de production, le pétrole est récupéré en mélange avec de l'eau, et cette « eau produite » peut représenter jusqu'à cinq fois, voire plus, le volume de pétrole récupéré. Un processus majeur de tête de puits est alors la séparation du pétrole de l'eau produite qui l'accompagne. Lorsque les taux de production pompés commencent à baisser, le processus de production de pétrole peut alors passer à une phase secondaire, dans laquelle un fluide est injecté dans le réservoir pour le repressuriser et expulser davantage de pétrole contenu. Cela peut être fait par injection d'eau ou par injection de gaz. Lors de l'injection d'eau, de l'eau filtrée propre est injectée dans la couche rocheuse par des puits d'injection spécialement forés (ou par des puits de production désaffectés), pour pousser le pétrole résiduel vers les puits d'exploitation. Une injection de gaz dans le bouchon de gaz au-dessus de la formation produit le même effet. La production primaire et secondaire permet de récupérer ensemble un total de 15 à 40 % du pétrole d'origine dans le réservoir. Lorsque la production commence à chuter à la fin de la phase secondaire, une phase tertiaire peut être lancée - également appelée récupération assistée du pétrole (EOR) - bien qu'elle ne soit encore utilisée que dans une minorité de cas. L'EOR peut utiliser des injections de gaz spécifiques, ou des méthodes thermiques telles que l'injection cyclique de vapeur ou l'injection de vapeur, voire, à l'extrême, la combustion in situ. Parmi les procédés spécifiques d'injection de gaz figure l'utilisation du dioxyde de carbone, qui offre alors un moyen très précieux de séquestration du carbone. L'injection microbienne, bien qu'encore une méthode en cours de développement, est très prometteuse pour l'avenir. Grâce à l'utilisation de l'EOR, la récupération totale d'une formation rocheuse pétrolifère peut être augmentée de 30 à 60 % ou plus. Ce processus de production en trois étapes s'applique au pétrole liquide piégé sous terre, qui peut être pompé à la surface. Une proportion importante des réserves mondiales totales d'hydrocarbures (certains disent encore autant que les réserves totales prouvées actuelles de pétrole liquide) existe sous forme de sables bitumineux, sous la forme d'un mélange de pétrole lourd et de bitume avec du sable. D'énormes gisements de ce matériau se trouvent au Canada, et la production de pétrole brut "synthétique" à partir de ces gisements est maintenant un processus bien établi. Si les gisements sont à la surface ou proches de la surface, l'extraction à ciel ouvert est utilisée, suivie d'un traitement à l'eau chaude et d'une flottation pour libérer le pétrole. Pour les dépôts souterrains, la récupération est réalisée par injection d'eau chaude.

La production de pétrole implique donc d'importants flux de liquide et de gaz de plusieurs types, mais avant d'examiner les besoins de filtration de ces flux, il convient de mentionner brièvement les suspensions liquides utilisées dans le processus de forage d'origine, car le pétrole ne peut être produit à partir du sous-sol tant qu'un puits foré n'est pas disponible pour le traverser. parois du trou foré pour empêcher l'effondrement, et • minimiser la perte de fluide à travers les formations rocheuses perméables en formant un gâteau de filtration sur les surfaces de ces formations. Bien qu'elles ne soient pas spécifiquement impliquées dans la récupération du pétrole, les boues de forage sont une partie essentielle du processus global de production de pétrole et ont d'importantes applications pour la filtration - dans leur formulation initiale et dans leur recyclage, pour éliminer les fragments de roche. Les boues de forage sont un mélange complexe, et donc coûteux au premier coût, il est donc économiquement judicieux de les recycler aussi souvent que possible, ce qui crée une tâche assez exigeante pour le filtre de recyclage de boue - pour éliminer le maximum de la teneur en fragments de roche de la boue renvoyée, tout en modifiant le moins possible la composition de base.

Il ressort des descriptions ci-dessus que les procédés de récupération d'huile impliquent des flux importants de liquides et de gaz, dont la plupart ont des besoins essentiels de filtration et/ou de sédimentation pour séparer l'huile de l'eau, et le liquide ou le gaz des solides. Le flux liquide le plus important est bien sûr le pétrole brut remonté par le puits de forage pour traitement en surface (ou sur la plate-forme de production pétrolière). Celui-ci est porté par un débit d'eau de production, au moins aussi important que le débit d'huile, et généralement beaucoup plus important. Il y aura aussi fréquemment un flux de gaz naturel associé à partir du réservoir de pétrole, ou il peut y avoir un flux de gaz qui est utilisé pour soulever le gaz du sous-sol. Si le puits est en phase de production secondaire, il y aura un grand débit d'eau nécessaire pour l'injection d'eau, ou éventuellement un débit de gaz pour pressuriser le réservoir. En phase tertiaire, les différents procédés de récupération assistée du pétrole auront également leurs flux de fluides opératoires, notamment pour l'injection de gaz, avec des flux de gaz carbonique de plus en plus importants dans le cadre des schémas de séparation et de séquestration du carbone nécessaires pour lutter contre le réchauffement climatique. Si la production de pétrole à partir des sables bitumineux est, à l'échelle mondiale, bien loin de celle du pétrole brut pompé, ses débits de fluides deviendront importants, au fur et à mesure que les réserves se développeront. Celles-ci comprendront, outre le pétrole produit, les eaux résiduelles du traitement des sables à ciel ouvert, ou la récupération du pétrole du sous-sol.

La récupération du pétrole brut du sous-sol nécessite un traitement de séparation à deux endroits principaux : en fond de puits et en tête de puits. Dans l'espace très restreint au fond du puits producteur, une filtration solide/liquide est nécessaire pour empêcher le passage dans la conduite du puits d'un maximum de solides en suspension. Cela se fait par le tamis du puits, une zone de matériau perforé qui est soit intégrée à l'extrémité du tuyau du puits, soit montée comme un manchon sur une partie très grossièrement perforée du tuyau. Le tamis de puits est une forme spécialisée de filtre et est, bien sûr, utilisé pour la production d'eau ainsi que de pétrole). Il peut être constitué d'un treillis métallique, d'un fil enroulé, d'une plaque perforée ou d'un matériau poreux en fibres métalliques. Une bonne gamme de conceptions d'écrans typiques peut être consultée sur le site Web de Weatherford/Johnson Screens (www.weatherford.com). La conception de l'écran de puits sera adaptée à la nature de la formation rocheuse et à la taille des particules solides à retenir, qui est généralement de 50 μm ou plus. Les principaux objectifs de cette étape de filtration sont d'empêcher le blocage dans le tuyau du puits et de protéger la pompe utilisée au fond du trou pour transporter le pétrole à la surface. Le grès est la roche pétrolifère la plus courante, de sorte que les particules de sable sont les solides les plus susceptibles d'avoir besoin d'être éliminées. Le sable, dont la granulométrie peut varier de 100 à 400 μm, peut être très abrasif, tant pour les pompes que pour le pipeline de transport de pétrole. L'ouverture du tamis est critique à cet égard - trop grande par rapport à la taille des particules de sable, alors le débit d'huile sera plus élevé mais trop de sable pénétrera dans le tamis, tandis que si elle est trop proche de la taille des particules, alors l'huile sera très propre, mais le débit sera faible et le tamis peut rapidement se bloquer. Un choix judicieux du type d'écran et de la taille d'ouverture est donc nécessaire pour éviter de sélectionner le mauvais écran. Les écrans perforés et les treillis métalliques tissés offrent une ouverture plus précise et cohérente qu'un tapis de fibres métalliques non tissées. Une fois que l'huile atteint la surface, il y a plus d'espace de travail pour toute filtration requise, et la principale exigence de séparation est de récupérer le pétrole brut de son mélange avec l'eau produite. Ceci est très souvent réalisé dans des séparateurs liquide/liquide fonctionnant par sédimentation, très certainement dans des séparateurs à lamelles pour installations off-shore où peu d'espace est disponible. Les économies de production dictent que cette séparation doit être aussi efficace que possible, car l'eau séparée peut être gaspillée, entraînant avec elle toute huile non séparée. Dans le séparateur liquide/liquide, une quantité supplémentaire de solides en suspension sera également séparée, et cela peut être une élimination suffisante des solides pour permettre à l'huile séparée d'être transportée vers sa destination finale de raffinerie sans bloquer ni endommager le système de transport. Sinon, une filtration supplémentaire sera nécessaire en tête de puits, même si les débits seront élevés, et les filtres devront être automatiquement (ou facilement manuellement) nettoyés. Les filtres à feuilles sous pression sont fréquemment utilisés à cette fin.

L'eau produite à partir d'un champ pétrolifère peut bien représenter plusieurs fois la quantité de pétrole brut qui lui est associée, et si elle doit être rejetée dans l'environnement environnant (en particulier la mer), elle devra être soigneusement nettoyée de l'huile et des solides en suspension, en commun avec toute autre exigence de rejet des eaux usées. Si, toutefois, le puits de pétrole est en opération secondaire d'injection d'eau, il est évidemment logique que l'eau nécessaire provienne de celle produite par le puits. Cette eau sera injectée dans un réservoir souterrain et doit pouvoir s'écouler à travers les petits passages dans la roche. Cela signifie qu'il devra être filtré sans solides fins, éventuellement jusqu'à 2 μm au point d'injection (bien qu'il ne soit pas nécessaire d'en séparer l'huile aussi soigneusement). Là où il y a de la place pour le faire, cette filtration peut être réalisée par des filtres à lit profond ("à sable"), utilisant presque certainement des lits multimédias pour un fonctionnement plus efficace. Pour les grandes opérations, une filtration en deux étapes peut avoir du sens, avec une limite de 10 μm pour le débit d'eau à travers l'équipement de surface, et une filtration supplémentaire jusqu'à 2 μm ou moins au point d'injection. Un traitement de l'eau très différent existe dans la production de pétrole à partir des sables bitumineux. Ici, l'eau est utilisée, chaude, pour traiter les sables, pour donner un effluent à haute teneur en sable. Il n'y a pas d'équivalent à l'inondation d'eau, elle n'est donc nécessaire que lorsqu'elle est recyclée dans le processus de production principal. La filtration sera nécessaire, mais uniquement pour protéger l'équipement d'exploitation.

Le gaz naturel produit en association avec du pétrole brut ne présentera normalement pas de problème de filtration - du moins des solides, bien qu'il puisse nécessiter une séparation du pétrole ou des gouttelettes d'eau. Cependant, il existe aujourd'hui un besoin croissant d'injection de gaz dans les couches souterraines, pour améliorer les taux de production de pétrole. Cela peut être dans le bouchon de gaz au-dessus du réservoir - lorsque le besoin de filtration est faible, ou directement dans la formation rocheuse, à la fois en tant que processus de récupération améliorée du pétrole et en tant que méthode de séquestration pour l'élimination du dioxyde de carbone. L'injection directe de gaz nécessitera qu'ils soient exempts de matières en suspension, éventuellement jusqu'au même niveau de taille que pour l'injection d'eau, soit environ 2 μm. Cela se fera dans le même type de filtres que ceux utilisés pour les admissions de moteur, en utilisant des panneaux filtrants miniplis en V, par exemple. Le processus de production de pétrole est un bon marché pour les équipements de filtration et de sédimentation. Si certaines parties de celle-ci – la production primaire – sont relativement matures, d'autres, notamment la transformation tertiaire et la valorisation des sables bitumineux, ont encore une croissance importante devant elles.

Contact :Ken SutherlandTél. : +44 (0)1737 218868E-mail : [email protected] Ken Sutherland a dirigé Northdoe Limited, son cabinet de conseil en ingénierie des procédés et marketing, pendant plus de 30 ans. Northdoe s'intéresse essentiellement à la filtration et aux processus de séparation associés. Il a écrit de nombreux articles pour Filtration & Separation et pour Filtration Industry Analyst, ainsi que quatre livres sur les processus de séparation, le plus récent étant A to Z of Filtration et la cinquième édition du Filters & Filtration Handbook, tous deux pour Elsevier.