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 œuvre du procédé de production.

Comparativement au pétrole brut léger classique, les bruts lourds et les bruts extra-lourds, également appelés huiles lourdes ou extralourdes 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 extralourd, 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

compatibles avec les spécifications des conduites de transport (183.5 mPa.s à 37,7 ⁰ C et 15 ⁰ API au Venezuela et 350 mPa.s à 7.5°C en hiver et à 18.5°C en été et 19 ⁰ API au Canada par exemple).

Deux schémas sont alors possibles. Dans le premier schéma, 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

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 brûlé.

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.

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 œuvre 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.

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.

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 dTiydrocraquage (en lit fixe / lit ébulliant / lit slurry) . unités dtiydrotraitement.

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 dirydrocraquage, issus du traitement d'un brut lourd qui sera 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 condensât, 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 lTiexanol, 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

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

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 œuvre 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

production et éventuellement un dégoulottage du pipeline de diluant existant (station de pompage); mise en œuvre « 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 canalisation 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

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 également 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 :

Tableau 1 : propriétés des combustibles testés

Les solvants testés sont les suivants :

- Naphta léger

- Naphta Lourd

- Naphta total (32% Naphta léger+68% Naphta lourd)

- Coupe kérosène

- Naphta de coker

Tableau 2 : ro riétés des diluants testés

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> l,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 ⁰ 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 :

- 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'œil mais une mesure de la stabilité ou un simple test à la tâche montrent que le produit est instable (S-value< l).

(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> l ,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.