A LA SORTIE DU PUITS D'EXTRACTION

ET SON DISPOSITIF DE MISE EN OEUVRE

La présente invention concerne un procédé de stabilisation des pétroles bruts à la sortie du puits d'extraction et le dispositif de mise en oeuvre du procédé. On entend par procédé de stabilisation des pétroles bruts l'opération qui consiste à ramener la pression en écoulement du pétrole brut en sortie de puits, comprise généralement entre 10 et 100 bars à la pression atmosphérique, en respectant une tension de vapeur Reid de l'ordre de 0,69 bar à 38°C déterminée par la norme API D323 tout en limitant les pertes à l'atmosphère en hydrocarbures légers notamment les hydrocarbures en C ₃ +, c'est-à-dire constitués de trois à sept atomes de carbone communément appelés C ₃ , C ₄ , C5, CQ etC ₇ . Bien entendu par un tel procédé, on cherche à maximiser la production de pétrole brut en essayant de récupérer le maximum de 0 ₃ + mais en obtenant un pétrole brut stabilisé qui ne dégaze pas ou très faiblement.

Actuellement, pour stabiliser un pétrole brut sur un champ pétrolifère, on utilise un procédé mettant en oeuvre plusieurs flashs successifs. Il s'agit d'un procédé de décompression en plusieurs étapes permettant d'abaisser la pression du pétrole brut qui s'accompagne principalement d'un dégazage pas toujours contrôlable des hydrocarbures les plus légers en C ₃ -, c'est-à-dire des hydrocarbures constitués de moins de trois atomes de carbone soit C ₃ , C ₂ et C- _| .

Cependant, par flashs successifs, il est impossible de dégazer le pétrole brut en se limitant seulement aux hydrocarbures en C ₃ -, il y a fatalement des entraînements d'hydrocarbures en C ₃ + dans les gaz qui ne sont pas récupérés et des hydrocarbures en C ₃ - restent dilués dans le pétrole brut. Ce procédé par flashs ne permet pas de séparer sélectivement des hydrocarbures C ₃ - du pétrole brut sans dégazer d'autres produits à plus forte valeur ajoutée. La

présence de C ₃ " dans le pétrole brut stabilisé le rend plus sensible aux variations de température et de pression lors des opérations ultérieures, puisque ceux-ci, les C ₃ ", peuvent se dégazer de façon intempestive. Ce problème du dégazage ultérieur du pétrole brut, notamment lors de son stockage ou de son transport, soit par bateau soit par pipe-line, peut être à l'origine de difficultés nombreuses et surtout d'accidents possibles.

Le but de la présente invention est donc d'obtenir un pétrole brut stabilisé dans lequel on va récupérer un maximum d'hydrocarbures en C ₄ +, c'est-à-dire les hydrocarbures de C ₄ à C ₇ , généralement non totalement récupérés par les techniques connues de l'homme du métier et ajuster la quantité d'hydrocarbures en C ₃ en vue d'obtenir la tension de vapeur Reid optimale pour son stockage ou son transport ultérieur.

La présente invention a donc pour objet un procédé de stabilisation des pétroles bruts à la sortie du puits d'extraction caractérisé en ce qu'il comprend au moins une étape de séparation consistant à distiller sous pression le pétrole brut natif provenant du puits d'extraction dans au moins une colonne à distiller, en au moins deux coupes, dont une coupe gazeuse d'hydrocarbures de C- _| à C ₅ récupérée en tête de colonne, et une coupe de pétrole brut stabilisé récupérée au-dessous du point d'injection du pétrole brut dans la colonne.

Dans un premier mode de réalisation de l'invention lorsque le pétrole brut natif est distillé en deux coupes, la coupe de pétrole brut stabilisé est soutirée en fond de colonne.

Dans le procédé de la présente invention, la distillation se fait de façon classique connue de l'homme du métier, que la colonne soit garnie de plateaux ou comprenne des garnissages. Ainsi, on va créer un reflux liquide en tête de colonne et un flux ascendant de vapeur, à contre- courant du reflux liquide, en fond de colonne.

Cependant, contrairement à la technique connue, au lieu de condenser la totalité de la coupe gazeuse avant de

la réinjecter en tête de colonne pour créer le reflux, celle-ci va être séparée sélectivement en deux fractions, l'une constituée des hydrocarbures légers en C ₃ ", l'autre des hydrocarbures en C ₄ , C ₅ , et une partie des hydrocarbures en C ₃ . Seule la fraction contenant les hydrocarbures en C ₄ et C ₅ est récupérée puis condensée et enfin réinjectée en tête de colonne. Cette séparation sélective en deux fractions d'hydrocarbures en C ₃ " et, en C et C ₅ , est obtenue notamment par cryogénie, par adsorption/désorption, par séparation des gaz sur membrane et/ou par tout autre moyen permettant une séparation sélective de ces gaz.

Parallèlement, pour créer le flux de vapeur ascendant, on réinjecte en fond de colonne, une partie du pétrole brut stabilisé soutiré en fond de colonne après vaporisation de ce dernier.

Dans cette configuration, la partie de la colonne située au-dessus du point d'injection du pétrole brut natif a pour fonction de séparer les hydrocarbures de C- _| à C ₅ des hydrocarbures plus lourds. La partie de la colonne située en-dessous de ce dit point d'injection a pour fonction d'éliminer les hydrocarbures en C-j, C ₂ et une partie des C ₃ du pétrole brut, ce qui permet l'ajustement de la tension de vapeur du pétrole brut stabilisé.

Cependant, pour éviter tous problèmes liés à la forte décompression du pétrole brut natif sortant du puits à l'intérieur de la colonne, le procédé selon l'invention comprendra avantageusement au moins une étape de décompression, avant l'étape de séparation. Cette étape de décompression consistera à dégazer partiellement ledit pétrole brut natif, à absorber essentiellement les hydrocarbures de C ₄ à C ₇ , vaporisés au cours du dégazage, dans un liquide d'absorption hydrocarboné stable à la pression et la température de l'enceinte, à mélanger ce dit liquide d'absorption chargé des hydrocarbures de C ₄ à C récupérés au pétrole brut dégazé, et à décanter une partie de l'eau de gisement extraite du puits avec ledit pétrole brut natif.

Les différentes opérations peuvent se produire simultanément dans une même enceinte ou dans des enceintes séparées.

Dans cette étape de décompression selon l'invention, le pétrole brut est décompressé pour un taux de décompression correspondant au rapport de la pression d'entrée sur la pression de sortie du pétrole brut compris entre 1 et 7.

Dans le procédé de l'invention, on introduit le liquide d'absorption à contre-courant du flux gazeux pour piéger les hydrocarbures de C ₄ à C ₇ dégazés lors de la décompression du pétrole brut.

Le liquide d'absorption selon l'invention est un hydrocarbure du groupe constitué par les coupes de distillation du pétrole brut stabilisé et le pétrole brut stabilisé lui-même.

Dans un second mode préféré de l'invention, pour un procédé de stabilisation comprenant à la fois une étape de décompression et une étape de séparation, le pétrole brut natif entrant dans la colonne est distillé en au moins trois coupes, une coupe gazeuse d'hydrocarbures de C- _| à C ₅ soutirée en tête de colonne, puis une coupe de pétrole brut stabilisé soutirée dans la partie médiane de la colonne et enfin une coupe lourde d'hydrocarbures, soutirée en fond de colonne et constituée majoritairement d'hydrocarbures ayant au moins huit atomes de carbone par molécule.

Dans cette dernière coupe lourde, on peut tolérer la présence d'hydrocarbures plus légers en C ₆ et en C ₇ .

Dans ce mode préféré, comme lorsqu'il n'y avait pas d'étape de décompression, la coupe gazeuse est fractionnée de façon à pouvoir créer en tête de colonne un reflux liquide d'hydrocarbures en C ₄ et en C ₅ contenant un peu d'hydrocarbures en C ₃ .

Une partie de la coupe lourde d'hydrocarbures soutirée est vaporisée, puis réinjectée dans la colonne en vue de créer le flux de vapeur ascendant nécessaire au bon fonctionnement de la colonne à distiller. Cette coupe lourde, soutirée en fond de colonne, est, pour sa presque

totalité, avantageusement recyclée comme liquide d'absorption pour l'étape de décompression, ce qui évite toute consommation de produit supplémentaire générateur de coûts opératoires supplémentaires. Afin d'avoir un ajustement de la tension vapeur du pétrole brut stabilisé, on peut éventuellement vaporiser une partie du pétrole brut stabilisé qui sera réinjecté au- dessus du point de soutirage de ce dernier.

Que l'étape de distillation soit précédée ou non d'une étape de décompression du pétrole brut natif, la pression minimale à l'intérieur de la colonne de distillation est choisie de façon à éviter d'atteindre une température inférieure à 0°C en tête de colonne. La pression interne de la colonne sera généralement comprise entre 4 bars et 15 bars.

Un autre objet de l'invention est le dispositif mettant en oeuvre ledit procédé. Ce dispositif est caractérisé en ce qu'il comporte au moins une colonne à distiller comprenant une conduite amenant la charge de pétrole brut à distiller, et au moins deux conduites de soutirage, l'une pour la coupe gazeuse d'hydrocarbures en C ₄ et en C ₅ , contenant une partie d'hydrocarbures en C ₃ en tête de colonne et l'autre, pour la coupe de pétrole brut au- dessous du point d'injection du pétrole brut natif dans la colonne.

Cette colonne de distillation est raccordée en tête de colonne, à au moins un circuit de séparation sélective par la conduite de soutirage de la coupe gazeuse et par une conduite d'injection des hydrocarbures liquides majoritairement en C ₄ et C ₅ , située au-dessous du point de soutirage de ladite coupe gazeuse dans la colonne.

Le circuit de séparation sélective comprend avantageusement au moins un séparateur sélectif d'hydrocarbures gazeux choisi dans le groupe des séparateurs constitué par les groupes cryogéniques, les réacteurs d'adsorption/désorption, les séparateurs à membranes sélectives, et au moins un condenseur gaz/liquide.

Le circuit de séparation sélective préféré de

1'invention comporte au moins un réacteur d'adsorption/désorption rempli d'au moins un adsorbant choisi dans le groupe constitué par les charbons actifs, les résidus lainiers et les tamis moléculaires.

Dans un mode particulier de réalisation du dispositif de l'invention, le circuit comprend au moins deux réacteurs à charbon actif fonctionnant alternativement pour la mise en oeuvre en continu du procédé d'adsorption/désorption des gaz, comme réacteur adsorbeur sélectif des gaz ou comme réacteur désorbeur. Pour accélérer la désorption, un courant de vapeur est envoyé sur le charbon actif, ce qui nécessite une phase supplémentaire de séchage de celui-ci. Comme la somme des temps de désorption des gaz et de séchage du charbon actif est au plus égale au temps d'adsorption de ceux-ci, les opérations de désorption et de séchage du premier réacteur se produiront aisément pendant que les gaz s'adsorbent sur le charbon actif du deuxième réacteur. Dans le but d'éliminer toute trace d'hydrocarbures en C ₃ dans les hydrocarbures recyclés en tête de colonne, on disposera avantageusement en aval dudit séparateur sélectif sur le circuit ramenant des hydrocarbures en C ₄ et C ₅ , une unité dite dépropaniseur pour ajuster la qualité du recycle aux besoins du procédé.

Le présent dispositif, selon l'invention, comprend avantageusement en amont de la colonne de distillation une unité de décompression partielle du pétrole brut natif, constituée par une enceinte en forme de ballon ovoïde comprenant dans sa partie supérieure un appendice comparable à une mini-colonne de distillation d'au moins deux plateaux théoriques, ladite enceinte comportant une conduite d'entrée du pétrole brut natif, une conduite d'évacuation de l'eau décantée dans sa partie inférieure, une conduite de sortie du pétrole brut décompressé, additionné du liquide d'absorption chargé d'hydrocarbures de C ₄ ^' à C ₇ , une conduite d'évacuation des hydrocarbures légers, majoritairement des hydrocarbures en Ci et C ₂ , à l'extrémité supérieure de

l'appendice, et une conduite d'entrée du liquide d'absorption.

Dans un autre mode de réalisation du dispositif, on peut remplacer l'unité de décompression partielle du pétrole brut natif par un circuit de décompression partielle comprenant un dispositif caractérisé en ce qu'il comprend en amont de la colonne de distillation un circuit de décompression partielle du pétrole brut natif constitué par une enceinte de décompression du pétrole natif reliée par une conduite d'évacuation des gaz à une colonne de séparation-absorption des hydrocarbures de C _} à C ₇ dégazés comprenant une conduite de sortie des gaz de C ₁ à C ₃ , une conduite d'entrée du liquide d'absorption et une conduite de sortie du liquide d'absorption chargé en hydrocarbures de C à C ₇ , et par une conduite d'évacuation du pétrole brut décompressé à une enceinte mélange/décantation comprenant une conduite d'entrée du liquide d'absorption chargé en hydrocarbures de C à C ₇ , une conduite de sortie de l'eau décantée et une conduite de sortie du mélange pétrole brut- liquide d'absorption à distiller.

Dans un premier mode de réalisation du dispositif, la conduite de soutirage du pétrole brut stabilisé est située en fond de colonne. La colonne de distillation est alors raccordée en fond de colonne, à un circuit de recycle d'une partie du pétrole brut stabilisé équipé d'un rebouilleur par la conduite de soutirage du pétrole brut stabilisé et par une conduite d'injection du pétrole brut vaporisé, située au-dessus de ladite conduite de soutirage.

Dans un second mode de réalisation du dispositif selon l'invention, la colonne à distiller comprend au moins trois conduites de soutirage, une pour la coupe gazeuse en tête de colonne, une pour le pétrole brut stabilisé dans la partie médiane de la colonne, et enfin une pour la coupe lourde d'hydrocarbures en fond de colonne. Dans ce dispositif préféré, la conduite de sortie de ladite coupe lourde est reliée à la conduite d'entrée du liquide d'absorption dans l'enceinte de l'unité de décompression,

pour recycler la coupe lourde d'hydrocarbures comme liquide d'absorption.

Dans ce mode particulier du dispositif de l'invention, la colonne à distiller est reliée, en tête de colonne, à un circuit de séparation sélective de la coupe gazeuse par les conduites de soutirage et d'injection précédemment décrites, et, en fond de colonne, à un circuit de recycle comprenant un rebouilleur par la conduite de soutirage de ladite coupe lourde et par une conduite d'injection située au-dessus de ce point de soutirage.

Eventuellement, on peut relier la colonne dans sa partie médiane à un circuit de recycle de pétrole brut stabilisé équipé d'un rebouilleur par une deuxième conduite de soutirage située au même niveau que la conduite de soutirage du pétrole brut stabilisé, et par une conduite d'injection du pétrole brut vaporisé située au-dessus de cette dite deuxième conduite de soutirage. Ce recycle de pétrole brut stabilisé vaporisé permet d'améliorer l'économie du procédé de stabilisation selon l'invention. Ce recycle a pour effet de chauffer la charge du mélange pétrole brut/liquide d'adsorption entrant dans la colonne. Dans un mode particulier de réalisation du dispositif de l'invention, en vue de limiter la consommation d'énergie pour la vaporisation de la coupe lourde dans le rebouilleur du circuit de recycle, on peut avantageusement remplacer les plateaux ou le garnissage présents dans la partie médiane de la colonne, au-dessus du point de soutirage du pétrole brut stabilisé, par un dispositif d'échanges de matière et de chaleur qui a la même fonction de séparation que les plateaux ou que le garnissage mais qui permet en outre de réchauffer la charge dans la colonne.

Dans ce mode de réalisation de l'invention, le dispositif comprend en outre au moins deux échangeurs, le premier étant placé sur la conduite amenant le liquide d'absorption dans l'enceinte de décompression aux fins de le refroidir au maximum et le second sur la conduite d'évacuation du pétrole brut stabilisé pour ramener ce dernier à la température requise de stockage.

Le procédé selon l'invention ainsi que son dispositif seront facilement transposables par l'homme du métier au traitement des champs de condensât qui sont pour l'essentiel des gisements gazeux contenant des hydrocarbures de Ci à C ₄ . Dans ces champs, on ne cherche pas la stabilisation des fluides mais une récupération des condensats liquides d'hydrocarbures de C ₄ à Ce. Bien entendu, dans le procédé combinant une étape de décompression à l'étape de distillation une coupe hydrocarbonée distillant entre 200 et 300°C, de préférence du gasoil, sera introduite dans les fluides à distiller et recyclée comme liquide d'adsorption

Pour éclairer le procédé de 1'invention et le dispositif de mise en oeuvre y afférent, nous nous proposons de décrire les figures 1, 2 et 3 ci-après.

La figure 1 présente un premier dispositif de

1'invention.

La figure 2 présente un circuit de séparation sélective du dispositif. La figure 3 présente un second dispositif de l'invention.

Le dispositif de la figure 1 comprend une unité de décompression 1 du pétrole brut natif arrivant par la conduite 3, et une colonne à distiller 2 dimensionnée pour avoir de 10 à 30 plateaux théoriques, raccordée à l'unité 1 par la conduite 7. L'unité 1 est une enceinte fermée, constituée par un ballon la surmonté d'une mini-colonne lb, dimensionnée pour au moins deux plateaux théoriques.

Le pétrole brut natif détendu par l'intermédiaire de la vanne 4 et pénétrant dans le ballon la par la conduite 3, est décomprimé. Sous l'effet de la décompression, une partie des hydrocarbures de C ₄ à C ₇ est vaporisée et entraînée dans la mini-colonne lb où ces hydrocarbures sont séparés. Une partie des hydrocarbures de C ₄ à C ₇ retombent ainsi dans le ballon la. Pour récupérer la totalité de ces hydrocarbures de C ₄ à C ₇ , un liquide hydrocarboné, appelé liquide d'absorption, stable à la température et à la pression de l'enceinte l, est injecté à contre-courant du flux gazeux,

près du point d'évacuation des hydrocarbures en Ci et C ₂ non condensables, via la conduite 6, à la tête de la mini¬ colonne par la conduite 8. En retombant dans le ballon la, le liquide d'absorption se mélange au pétrole brut et à l'eau de gisement non décantée, l'ensemble étant évacué de l'enceinte 1 par la conduite 7. L'eau décantée dans le ballon la est évacuée par la conduite 5.

A la sortie de l'enceinte 1, le mélange eau/pétrole brut/liquide d'absorption pourra traverser un échangeur 27 permettant d'abaisser la température du mélange avant son entrée dans la colonne de distillation 2. En tête de colonne, la coupe d'hydrocarbures de C-- à C5 est évacuée par la conduite 11 puis envoyée dans une unité de séparation sélective 13 qui va permettre de récupérer tous les hydrocarbures condensés en C ₄ et C ₅ et une partie d'hydrocarbures en C ₃ qui vont être dirigés vers un ballon tampon 16 via la conduite 15, puis réinjectés en tête de colonne via la conduite 18 afin de créer un reflux liquide dans cette dernière. Une vanne judicieusement placée sur la conduite 11 permet de réguler la pression interne de la colonne à distiller 2. Parallèlement, les hydrocarbures en C- _| et C ₂ et le reste des hydrocarbures en C ₃ non récupérés sont évacués de l'unité de séparation 13 via la conduite 14 pour être par exemple brûlés à la torche. Dans la partie médiane de la colonne 2, on évacue le pétrole brut stabilisé par la conduite de soutirage 9, puis on abaisse sa température en le faisant traverser 1*échangeur 10 pour le ramener à une température admissible pour son stockage. Cependant, pour ajuster la tension de vapeur du pétrole brut stabilisé, un deuxième soutirage du pétrole brut stabilisé est fait au même niveau que le précédent, via la conduite 24. Le pétrole traverse un rebouilleur 25 dans lequel il se vaporise partiellement, avant d'être réinjecté dans la colonne 2 au-dessus de son point de soutirage via la conduite 26. La réinjection du pétrole brut partiellement vaporisé permet d'obtenir une meilleure séparation d'avec les hydrocarbures légers en C-| _e t

C ₂ susceptibles d'y être encore piégés. En fond de colonne,

la coupe lourde d'hydrocarbures est soutirée via la conduite

12 puis dirigée vers le rebouilleur 19 pour y être partiellement vaporisée. Les vapeurs hydrocarbonées sont réinjectées dans la colonne 2 via la conduite 20 tandis que la coupe lourde stable thermiquement est récupérée par la ligne 21 et recyclée comme liquide d'absorption dans la mini-colonne lb de l'enceinte 1 via l'échangeur 22, la pompe

23 puis la conduite 8. Cette vaporisation partielle de ladite coupe permet d'obtenir une coupe de pétrole brut stabilisé, de composition parfaitement maîtrisée.

Dans la figure 2, nous avons une représentation d'une unité de séparation comprenant trois réacteurs 13a,

13b et 13c, remplis de charbon actif, chacun d'entre eux correspondant à une étape de traitement différente. Ainsi, le réacteur 13a correspond à une phase d'adsorption des hydrocarbures de C-- à C5 soutirés de la colonne de distillation 1 via la conduite 11, le réacteur

13b correspond à une phase de désorption à la vapeur des hydrocarbures piégés sur le charbon actif et le réacteur 13c correspond à une phase de séchage du charbon actif par les hydrocarbures gazeux secs, non piégés précédemment sur le charbon actif, c'est-à-dire les hydrocarbures en C- _| et C ₂ .

Lors de l'adsorption des hydrocarbures, ceux-ci arrivent sur le réacteur 13a via la conduite 11 : les vannes placées sur les autres lignes d'accès à celui-ci, 11b et lie, sont fermées. Seuls, les hydrocarbures en 0 ₃ +, préférentiellement ceux en C5, puis ceux en C ₄ , et enfin partiellement ceux en C ₃ seront piégés sur le charbon actif, tandis que les hydrocarbures gazeux en Ci et C ₂ non piégés par le charbon actif seront évacués via la ligne 31a pour rejoindre la ligne 31 et être recyclés, après réchauffage dans l'échangeur 32, pour le séchage du charbon actif du réacteur 13c via la ligne 33c, les vannes des lignes 33a et 33b d'accès aux réacteurs 13a et 13b étant fermées. Au cours de la désorption, la ligne 30 amène de la vapeur générée par exemple par une chaudière, sur le charbon actif du réacteur 13b via la ligne 30b, les vannes des lignes 30a et 30b d'accès aux réacteurs 13a et 13b étant

fermées. Sous l'action de la vapeur, les hydrocarbures absorbés se désorbent, préférentiellement ceux en C ₃ , puis ceux en C ₄ et enfin ceux en C5 et se dirigent via la ligne

15b dans le conduit 15. Ils traversent un condenseur 34 puis sont introduits dans le ballon de décantation 36 où les condensats sont évacués via la ligne 35 vers une unité de traitement des eaux. Les hydrocarbures en C- _| et C ₂ résiduels sont envoyés via la ligne 14 ' à la ligne 14 conduisant à la torche, et les hydrocarbures en Cβ+ liquides sont renvoyés via la conduite 17 vers le ballon tampon 16. Les vannes des lignes 14b et 31b sont fermées.

Pour sécher le charbon actif du réacteur 13c, les hydrocarbures gazeux secs recyclés arrivant dans le réacteur 13c via la ligne 33c sont évacués via la ligne 14c, les vannes des lignes 15c et 31c étant fermées. Ils sont conduits vers la ligne 14 pour être brûlés à la torche.

Lorsque la phase d'adsorption dans le réacteur 13a est terminée, celle-ci étant généralement la plus longue, on commence la phase de désorption des hydrocarbures. Au même moment commence dans le réacteur 13b, le séchage du charbon actif et dans le réacteur 13c, l'adsorption des hydrocarbures gazeux provenant de la colonne à distiller 2. Pour ce procédé d'adsorption/désorption, il suffit de permuter les phases dans les réacteurs pour comprendre comment le procédé fonctionne en continu.

Le dispositif de la figure 3 comprend un circuit de décompression comprenant une enceinte de décompression partielle 31 reliée d'une part à la conduite d'arrivée 3 du pétrole brut natif et d'autre part à une colonne de séparation-absorption 35 des hydrocarbures de C _α à C ₇ dégazés et à une enceinte de mélange / décantation 38, ladite colonne 35 étant elle-même raccordée à ladite enceinte 38, et une colonne à distiller 2.

Le pétrole brut natif arrivant par la conduite 3 est détendu dans l'enceinte de décompression partielle 31. Les hydrocarbures de C ₄ à C ₇ sont vaporisés et entraînés avec les hydrocarbures légers de C _x à C ₃ via la conduite de sortie vers la colonne de séparation-absorption 35 qui

traverse l'échangeur 33a et la vanne 33b. Dans ladite colonne 35, les hydrocarbures de C ₂ à C ₃ sont évacués par la conduite de sortie 36, le liquide d'absorption est introduit par la conduite d'entrée 48 et enfin, le liquide d'absorption chargé des hydrocarbures de C ₄ à C ₇ récupérés est évacué par la conduite de sortie 37 reliée à la conduite d'entrée à l'enceinte de mélange / décantation 38.

Le pétrole brut partiellement décompressé dans l'enceinte 31 est envoyé via la conduite 32 dans l'enceinte de mélange / décantation 38 où il est mélangé au liquide d'absorption chargé en hydrocarbures de C ₄ à C ₇ puis évacué via la conduite 7.

De l'eau native décantée est évacuée par la conduite 34 de l'enceinte 31 et par la conduite 39 de l'enceinte 38. A la sortie de l'enceinte 38, le mélange eau/pétrole brut/liquide d'absorption traverse un échangeur 27 pour abaisser la température du mélange avant son entrée dans la colonne 2.

En tête de colonne 2, la coupe d'hydrocarbure de C à C ₅ est évacuée par la conduite 11 puis envoyée dans une unité de séparation sélective 13 comprenant une conduite 14 d'évacuation des hydrocarbures de C ₁ à C ₃ et une conduite 15 ramenant les hydrocarbures condensés en C ₄ et C ₅ chargés encore d'hydrocarbures en C3 vers un dépropaniseur 45. La majeure partie des hydrocarbures en C et C ₅ purifiés sont réinjectés en tête de colonne via les conduites 49 puis 18.

Le dépropaniseur fonctionnant comme une colonne à distiller comprend un circuit de rebouillage (conduite 50, rebouilleur 50a) en fond de dépropaniseur et un circuit de recycle raccordé par les conduites 46 et 47a à la tête du dépropaniseur comprenant un aéroréfrigérant 46a.

Le pétrole brut stabilisé est récupéré en fond de colonne 2 via la conduite 28 reliée d'une part à un circuit de rebouillage via la conduite 40, comprenant un rebouilleur 40a.

Une partie de ce pétrole brut stabilisé de la conduite 28 est détendue au moyen de la vanne 42 provoquant la vaporisation partielle des hydrocarbures de C ₃ à C ₈ , puis

elle est envoyée dans l'enceinte 43 où les phases vapeurs et liquides sont séparées. La phase vapeur, retournée via la conduite 41b rejoint le pétrole brut stabilisé directement récupéré en fond de colonne 2 via les conduites 28 puis 41a, pour être évacué par la conduite 41.

Une autre partie du pétrole brut stabilisé évacué de l'enceinte 43 via la conduite 44 est recyclée dans la colonne 35 comme liquide d'absorption. Elle peut être partiellement chargée en hydrocarbures de C ₂ à C ₄ venant du dépropaniseur 45 via la conduite 47b.

Dans ce dispositif selon la figure 3, l'utilisation d'un dépropaniseur 45 est particulièrement avantageuse parce que seuls sont de retour dans la colonne à distiller 2 les hydrocarbures intéressants et qu'il permet en outre de limiter la taille de l'unité de séparation sélective. Par ailleurs, ce dépropaniseur 45 apporte une bonne flexibilité permettant de produire soit uniquement du pétrole brut, soit simultanément des gaz liquéfiés et du pétrole brut.

Afin de vérifier les performances du procédé selon l'invention, un exemple est donné ci-après à titre non limitatif. EXEMPLE:

Le présent exemple vise à comparer les performances du procédé selon l'invention avec celles de la technique antérieure mise en oeuvre.

Pour la technique mise en oeuvre antérieurement à l'invention, on installe à la sortie du puits d'extraction, un système d'au moins trois ballons de flash permettant de décomprimer le pétrole brut natif, avec des départs de vapeurs de décompression chargées essentiellement de gaz tels que l'azote, le gaz carbonique et d'hydrocarbures en Ci et C ₂ pour le premier ballon, d'hydrocarbures plus lourds pour les autres ballons. Si on prend le cas particulier du champ de Palanca, le pétrole brut natif sort avec une pression de 40 bars, à une température d'environ 48°C et un débit d'environ 350t/h (tonne/heure) . Dans le premier ballon de décompression, la pression est ramenée à 27 bars, les gaz vaporisés sont évacués du ballon, puis conduits à la torche

pour être brûlés, tandis que le pétrole brut décomprimé est dirigé vers un second ballon de décompression. Dans ce second ballon, le pétrole brut est décomprimé de 27 à 6 bars; comme précédemment les gaz vaporisés sont envoyés à la torche et le pétrole brut décomprimé est envoyé dans un troisième et dernier ballon dans lequel sa pression est ramenée à 1,2 bar.

Pour la présente invention, le pétrole brut natif envoyé dans l'enceinte 1 est décomprimé de 40 à 27 bars, seuls les hydrocarbures gazeux en Ci et C ₂ sont vaporisés et évacués vers la torche pour y être brûlés avec un débit de

37t/h. Le pétrole brut additionné du liquide d'absorption chargé d'hydrocarbures en C ₃ , C ₄ et C ₅ est évacué de l'enceinte 1 à un débit de 382t/h et une température de 48°C. Il est refroidi jusqu'à 40°C dans l'échangeur 8, puis est introduit dans la colonne de distillation. Le pétrole brut stabilisé est recueilli à une température de 117°C, à la pression atmosphérique et à un débit de 293t/h par le conduit 9 à la sortie de la colonne. La tension de vapeur Reid du recycle, dans la partie médiane de la colonne, est de l'ordre de 0,69 bar à 38°C et la pression dans la colonne est de 8,5 bars.

Le tableau ci-après rassemble les taux de récupération des hydrocarbures de C ₄ à C ₇ vaporisables pour le procédé de stabilisation correspondant à la technique antérieure (A) et le procédé de stabilisation selon l'invention (X) .

TABLEAU

On constate que les taux de récupération de composés hydrocarbonés selon la présente invention sont largement supérieurs à ceux de la technique antérieure. La quasi totalité des hydrocarbures valorisables en C ₃ + sont récupérés, pour une tension de vapeur Reid de 0,69 bar.