DOMAINE DE L'INVENTION

La présente invention concerne un procédé de traitement d'hydrocarbures, visant en particulier à réduire la teneur en eau d'un flux d'hydrocarbures, ainsi qu'une installation adaptée à la mise en œuvre de ce procédé.

ARRIERE-PLAN TECHNIQUE

Les hydrocarbures extraits des réservoirs (appelés bruts de production) doivent en général être traités avant d'être stockés et / ou transportés vers les raffineries où ils sont valorisés. Un des principaux traitements consiste à enlever l'eau de production qui est mélangée aux hydrocarbures. Ce traitement est généralement effectué par séparation gravitaire, éventuellement complétée par coalescence électrostatique.

Lorsque les hydrocarbures extraits présentent une forte densité et une forte viscosité (huiles lourdes ou extra lourdes), il faut en outre traiter les hydrocarbures dans une unité de valorisation (ou « upgrader ») en amont du raffinage proprement dit, car les raffineries classiques sont conçues pour traiter principalement du pétrole brut plus léger. La valorisation produit un pétrole synthétique léger, qui peut alors être acheminé jusqu'au raffinage.

Il est connu que mélanger les huiles lourdes avec un solvant hydrocarboné (plus léger que l'huile lourde) permet d'obtenir un brut lourd dilué avec un degré API élevé ainsi que qu'une viscosité moindre. Ainsi, on facilite l'acheminement des huiles lourdes du site de production jusqu'à l'unité de valorisation, en les fluidifiant avec ce solvant.

A titre de solvant hydrocarboné, on utilise généralement du naphta, qui est une coupe d'hydrocarbures comprenant principalement des hydrocarbures en C6 à C20. Ce solvant permet d'augmenter le degré API des hydrocarbures à traiter, typiquement jusqu'à une valeur d'environ 20 au maximum (dans le cas de huiles lourdes). Le solvant est généralement recyclé par un procédé de distillation au niveau de l'unité de valorisation, puis ramené vers le site de production dans une conduite en sens inverse de la conduite principale transportant les hydrocarbures produits.

Le naphta est utilisé pour sa bonne compatibilité avec les huiles lourdes, permettant d'avoir un mélange homogène, et afin d'éviter les risques de séparation diphasique ou de création de dépôt lors du transport jusqu'à l'unité de valorisation.

L'élimination de l'eau mélangée aux hydrocarbures pose également des problèmes particuliers dans le cas des huiles lourdes. Il est en effet essentiel de séparer l'eau et l'huile, car les émulsions huile / eau (huile dans l'eau ou eau dans l'huile) ont tendance à être très stables. La séparation huile / eau se fait conventionnellement par séparation gravitaire. En effet, selon la loi de Stokes, la vitesse de sédimentation d'une particule d'eau dans une phase oléique est proportionnelle à la différence de masse volumique entre la phase oléique et l'eau, et est inversement proportionnelle à la viscosité de la phase oléique. Par conséquent, lorsque la phase oléique présente une forte viscosité et une forte densité (donc une densité voisine de celle de l'eau), la sédimentation de l'eau s'opère très mal.

Pour améliorer la séparation de l'eau, il est possible d'augmenter la taille des séparateurs ou d'augmenter la température à laquelle s'effectue la séparation afin de réduire la viscosité de la phase oléique, ce qui présente un coût élevé et pose des problèmes pratiques considérables. Il a également été proposé de mélanger le brut de production au solvant hydrocarboné (naphta) avant l'étape de séparation gravitaire. Toutefois, cette mesure permet typiquement d'augmenter le degré API des hydrocarbures jusqu'à une valeur d'environ 20 au maximum, ce qui reste insuffisant pour simplifier la séparation huile / eau de façon totalement satisfaisante (la taille des séparateurs notamment restant très importante).

Par ailleurs, le document WO 99/1 9425 décrit un procédé de valorisation d'huiles lourdes qui est plus particulièrement destiné aux hydrocarbures récupérés à partir de résidus miniers, contenant une forte teneur en solides. U n solvant hydrocarboné est ajouté aux huiles lourdes. La séparation de l'eau en tant que telle est effectuée en partie au moyen d'une détente flash du mélange des huiles lourdes et du solvant hydrocarboné (consistant à vaporiser une partie des hydrocarbures et de l'eau) et en complément au moyen d'un hydrocyclone. Ce schéma est basé sur la précipitation de certains composés hydrocarbures grâce aux solvants utilisés. Il s'agit d'un schéma très complexe.

Il existe donc un besoin d'un procédé de traitement d'hydrocarbures qui permette d'effectuer une séparation huile / eau de façon plus efficace, plus simple, plus économe et plus rapide que dans les procédés existants, en particulier pour les huiles lourdes.

RESUME DE L'INVENTION

L'invention concerne en premier lieu un procédé de traitement d'hydrocarbures, ledit procédé comprenant : - la fourniture d'un flux d'hydrocarbures initial comprenant de l'eau ; - l'ajout d'un solvant liquide dans le flux d'hydrocarbures initial pour fournir un flux d'hydrocarbures intermédiaire, ledit solvant liquide comprenant une proportion massique d'alcanes en C3 à C6 supérieure ou égale à 80% ;

- la séparation gravitaire du flux d'hydrocarbures intermédiaire en une phase oléique et une phase aqueuse ;

- la détente de la phase oléique et la séparation de la phase oléique en une phase d'hydrocarbures gazeuse et une phase d'hydrocarbures liquide ;

- le recyclage de la phase d'hydrocarbures gazeuse pour fournir au moins en partie le solvant liquide ; et - la récupération de la phase d'hydrocarbures liquide.

Selon un mode de réalisation, le flux d'hydrocarbures initial présente un degré

API compris entre 5 et 25 et le flux d'hydrocarbures intermédiaire présente un degré

API supérieur ou égal à 30, de préférence supérieur ou égal à 35, de manière plus particulièrement préférée supérieur ou égal à 40. Selon un mode de réalisation, le solvant liquide comprend une proportion massique d'alcanes en C3 et C4 supérieure ou égale à 80 % , de préférence supérieure ou égale à 85 %, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 90 %, idéalement supérieure ou égale à 95 %.

Selon un mode de réalisation, le recyclage de la phase d'hydrocarbures gazeuse pour fournir au moins en partie le solvant liquide comprend la compression de la phase d'hydrocarbures gazeuse et éventuellement un appoint en solvant liquide.

Selon un mode de réalisation, l'étape de fourniture du flux d'hydrocarbures initial comprend : - l'extraction d'hydrocarbures d'une formation souterraine ;

- éventuellement, le dégazage des hydrocarbures extraits ; et

- éventuellement, le retrait de matières solides mélangées aux hydrocarbures extraits.

Selon un mode de réalisation, le flux d'hydrocarbures initial comprend moins de 20000 ppm de matières solides, de préférence moins de 1 0000 ppm de matières solides, de manière plus particulièrement préférée moins de 5000 ppm de matières solides, en proportion massique.

Selon un mode de réalisation :

- la séparation gravitaire du flux d'hydrocarbures intermédiaire est effectuée à une pression comprise entre 3 et 15 bar, de préférence entre 5 et 10 bar ; et / ou - la séparation de la phase oléique en la phase d'hydrocarbures gazeuse et la phase d'hydrocarbures liquide est effectuée à une pression comprise entre 1 et 3 bar, de préférence entre 1 et 2 bar.

Selon un mode de réalisation, le procédé susmentionné comprend en outre : - le transport de la phase d'hydrocarbures liquide suivi de la valorisation de la phase d'hydrocarbures liquide ; ou

- le transport de la phase oléique suivi de la valorisation de la phase oléique, ladite valorisation comprenant la détente de la phase oléique, la séparation de la phase oléique en la phase d'hydrocarbures gazeuse et la phase d'hydrocarbures liquide et le recyclage de la phase d'hydrocarbures gazeuse pour fournir au moins en partie le solvant liquide. L'invention concerne par ailleurs une installation de traitement d'hydrocarbures comprenant :

- une ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures ; - une ligne d'amenée de solvant liquide débouchant dans la ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures ;

- une unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures, alimentée par la ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures ;

- une ligne de soutirage de phase oléique et une ligne de soutirage de phase aqueuse, connectées en sortie de l'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures ;

- des moyens de détente sur la ligne de soutirage de phase oléique ;

- une unité de séparation liquide / gaz, alimentée par la ligne de soutirage de phase oléique ; - une ligne de soutirage de phase d'hydrocarbures gazeuse et une ligne de soutirage de phase d'hydrocarbures liquide connectées en sortie de l'unité de séparation liquide / gaz ;

- la ligne de soutirage de phase d'hydrocarbures gazeuse alimentant une ligne de recyclage de solvant liquide, ladite ligne de recyclage de solvant liquide alimentant au moins partiellement la ligne d'amenée de solvant liquide.

Selon un mode de réalisation, l'installation susmentionnée comprend des moyens de compression sur la ligne de soutirage de phase d'hydrocarbures gazeuse, et dans laquelle la ligne d'amenée de solvant liquide est alimentée par la ligne de recyclage de solvant liquide et par une ligne d'appoint en solvant liquide. Selon un mode de réalisation, l'installation susmentionnée comprend :

- des moyens d'extraction d'hydrocarbures dans une formation souterraine, d'où est issue la ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures ; - éventuellement des moyens de retrait de matières solides mélangées aux hydrocarbures ; et

- éventuellement des moyens de dégazage des hydrocarbures, sur la ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures. Selon un mode de réalisation, l'installation susmentionnée comprend :

- une unité de production d'hydrocarbures ;

- une unité intermédiaire, comprenant l'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures ;

- une unité de valorisation d'hydrocarbures ; - une première conduite de transport d'hydrocarbures issue de l'unité de production d'hydrocarbures et alimentant l'unité intermédiaire ; et

- une deuxième conduite de transport d'hydrocarbures issue de l'unité intermédiaire et alimentant l'unité de valorisation d'hydrocarbures.

Selon un mode de réalisation, l'unité intermédiaire comprend l'unité de séparation liquide / gaz, l'installation comprenant éventuellement également une ligne d'amenée d'additif débouchant dans la deuxième conduite de transport d'hydrocarbures, et :

- la l igne de recyclage de solvant l iqu ide est comprise dans l'un ité intermédiaire ; ou - la ligne de recyclage de solvant liquide est issue de l'unité intermédiaire et débouche dans la première conduite de transport d'hydrocarbures. Selon un mode de réalisation, l'unité de valorisation comprend l'unité de séparation liquide / gaz, et :

- la ligne de recyclage de solvant liquide est issue de l'unité de valorisation et alimente l'unité intermédiaire ; ou

- la ligne de recyclage de solvant liquide est issue de l'unité de valorisation et débouche dans la première conduite de transport d'hydrocarbures.

Selon un mode de réalisation, le procédé susmentionné est mis en œuvre dans une installation telle que décrite ci-dessus. La présente invention permet de surmonter les inconvénients de l'état de la technique. E l l e fournit plus particulièrement un procédé de traitement d'hydrocarbures permettant d'effectuer une séparation huile / eau de façon plus efficace, plus simple, plus économe et plus rapide que dans les procédés existants, en particulier pour les huiles lourdes. Cela est accompli grâce à l'utilisation d'un solvant léger à base d'alcanes en C3 à C6 (de préférence à base d'alcanes en C3 et C4), qui est mélangé aux hydrocarbures de sorte à augmenter de manière importante le degré API de ces derniers. De la sorte, la séparation huile / eau est facilitée. Le solvant léger peut ensuite être aisément récupéré (séparé des hydrocarbures auxquels il a été mélangé) sans recourir à une distillation, et être ainsi recyclé.

Selon certains modes de réalisation particuliers, l'invention présente également une ou de préférence plusieurs des caractéristiques avantageuses énumérées ci- dessous.

- La taille des séparateurs eau / huile peut être réduite, par rapport à l'état de la technique dans lequel on mélange du naphta au brut de production avant la séparation eau / huile. - Les besoins en chauffage sont réduits au stade de la séparation eau / huile, par rapport à l'état de la technique dans lequel on mélange du naphta au brut de production avant la séparation eau / huile.

- Le degré API des hydrocarbures est augmenté de façon plus importante que dans l'état de la technique dans lequel on mélange du naphta au brut de production avant la séparation eau / huile, ce qui augmente la vitesse de séparation eau / hu ile. Typiquement, le temps de séjour dans les séparateurs peut être ainsi réduit à quelques minutes au lieu d'une ou plusieurs heures.

- La récupération du solvant peut être effectuée de manière simple, à une pression proche de la pression atmosphérique, et sans utiliser de colonne de distillation. Le solvant est recyclé avec un minimum de pertes (les pertes sont en particulier réduites par rapport au schéma classique).

- Selon les modes de réalisation, le solvant peut être utilisé également pour fluidifier les hydrocarbures et faciliter leur transport, entre le site de production et l'unité de séparation eau / huile et / ou entre l'unité de séparation eau / huile et l'unité de valorisation.

- Par rapport au document WO 99/19425, l'invention fournit un procédé et une installation de traitement des hydrocarbures beaucoup plus simples, l'eau étant en particulier éliminée par une simple séparation gravitaire et sans recourir à une vaporisation partielle.

BREVE DESCRIPTION DES FIGURES

La figure 1 représente de manière schématique un mode de réalisation de l'installation de traitement d'hydrocarbures selon l'invention. Les figures 2 à 5 représentent de manière schématique quatre modes de réalisation alternatifs de l'installation de traitement d'hydrocarbures selon l'invention. DESCRIPTION DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION

L'invention est maintenant décrite plus en détail et de façon non limitative dans la description qui suit.

Traitement d'hydrocarbures contenant de l'eau

Dans ce qui suit, les termes « amont » et « aval » sont définis par rapport au sens de transport des différents fluides dans l'installation.

E n fa i sa nt réfé re n ce à l a figure 1 , une installation de traitement d'hydrocarbures selon l'invention comprend une ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures 1 . Le flux d'hydrocarbures à traiter arrive par cette ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures 1 . Il peut comprendre une phase liquide et une phase gazeuse, et il contient de l'eau.

Des moyens de dégazage 2 des hydrocarbures peuvent être prévus sur la ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures 1 . Une ligne de soutirage de gaz 3 est alors connectée en sortie des moyens de dégazage 2. Ainsi, une majorité de la phase gazeuse du flux d'hydrocarbures peut être éliminée à ce stade, si nécessaire.

Les moyens de dégazage 2 peuvent comprendre un (ou jouer le rôle d'un) « slug catcher », c'est-à-dire assurer une fonction d'empêcher les bouchons ou surpressions de passer aux niveaux ultérieurs du procédé. Eventuellement, des moyens de pompage 4 peuvent être prévus sur la ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures 1 , en aval des moyens de dégazage 2, afin de comprimer le flux d'hydrocarbures si nécessaire.

L'installation selon l'invention comprend également une ligne d'amenée de solvant liquide 5, qui débouche dans la ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures 1 . Ainsi, le flux d'hydrocarbures et le solvant liquide sont mélangés, pour fournir un flux d'hydrocarbures intermédiaire. On peut prévoir un mélangeur statique ou motorisé afin d'assurer le mélange des fluides issus de ces deux lignes, mais généralement ce n'est pas nécessaire.

Le solvant liquide est lui-même à base d'hydrocarbures et il comprend une proportion massique d'alcanes en C3 à C6 supérieure ou égale à 80 %, de préférence supérieure ou égale à 85 %, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 90 % et idéalement supérieure ou égale à 95 %.

Selon un mode de réal isation, le solvant liquide comprend une proportion massique d'alcanes en C3 et C4 supérieure ou égale à 80 %, de préférence supérieure ou égale à 85 %, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 90 % et idéalement supérieure ou égale à 95 %. Ce solvant liquide est donc généralement du type GPL (gaz de pétrole liquéfiés). Selon un autre mode de réalisation, le solvant liquide comprend une proportion massique d'alcanes en C5 et C6 supérieure ou égale à 80 %, de préférence supérieure ou égale à 85 %, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 90 % et idéalement supérieure ou égale à 95 %. Le flux d'hydrocarbures initial est généralement une huile dite lourde ou extra lourde. De préférence, ce flux d'hydrocarbures initial présente un degré API compris entre 5 et 25.

Le degré API peut être mesuré selon la norme ASTM D287. L'ajout de solvant liquide permet d'augmenter considérablement le degré API ; ainsi le flux d'hydrocarbures intermédiaire présente de préférence un degré API supérieur ou égal à 30, de manière plus particulièrement préférée supérieur ou égal à 35, idéalement supérieur ou égal à 40.

Le choix du solvant essentiellement à base d'alcanes en C3-C6 est optimal. En effet, les hydrocarbures ayant plus de 6 atomes de carbones sont difficiles à recycler une fois qu'ils ont été mélangés au flux d'hydrocarbures initial, et ils ne permettent pas d'augmenter le degré API de façon complètement satisfaisante.

A cet égard, le choix d'un solvant essentiellement à base d'alcanes en C3-C4 fournit généralement des résultats particulièrement bons.

D'un autre côté, les alcanes en C1 et C2 sont très légers, et il serait nécessaire de travailler à des températures très froides ou des pressions très élevées pour pouvoir en disposer sous forme liquide, ce qui est indispensable pour pouvoir les mélanger au flux d'hydrocarbures initial afin d'augmenter le degré API.

Le rapport molaire des proportions d'hydrocarbures du flux d'hydrocarbures initial et d'hydrocarbures du solvant liquide est choisi de sorte à obtenir le degré API souhaité dans le flux d'hydrocarbures intermédiaire. Ce rapport molaire est également ajusté en fonction du risque de précipitation par dépôts d'asphaltènes.

Généralement, ce rapport molaire est compris entre 0,2 et 5, de préférence entre 0,5 et 2, notamment entre 0,8 et 1 ,25, et idéalement est voisin de 1. Cela correspond à une proportion massique de solvant bien inférieure à ce qui est utilisé dans l'état de la technique avec les solvants de type naphta.

La composition exacte du solvant liquide, et par exemple les proportions relatives de C3 et C4 (dans le cas d'un solvant liquide essentiellement à base d'alcanes en C3 et C4), peut être choisie selon les contraintes du procédé ou, de préférence, peut être considérée elle-même comme une contrainte (par exemple parce que l'on dispose d'un flux de GPL déterminé facilement disponible dans le cadre du procédé global de production et traitement d'hydrocarbures). Dans ce deuxième cas, on ajuste d'autres paramètres du procédé en fonction de cette contrainte (rapport des proportions molaires d'hydrocarbures du flux d'hydrocarbures initial et d'hydrocarbures du solvant liquide, température et pression d'opération...).

Le flux d'hydrocarbures intermédiaire, via la ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures 1 , entre dans une unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures 6. Par « unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures » on désigne tout ensemble de moyens susceptibles de séparer un mélange d'eau et d'hydrocarbures liquides en une phase aqueuse et une phase oléique, par l'action de la gravité, la phase aqueuse étant plus dense que la phase oléique.

Par conséquent l'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures 6 n'est pas une unité susceptible d'effectuer une séparation eau / hydrocarbures par vaporisation (détente flash). Cela est avantageux car les variations brusques de pression sont contre-productives pour une séparation eau / hydrocarbures ; en effet elles induisent un fort cisaillement qui a tendance à recréer des émulsions. Dans le cadre du procédé selon l'invention, on travaille donc à pression constante ou quasiment constante lors de la séparation eau / hydrocarbures.

L'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures 6 peut comprendre tout séparateur connu de l'homme du métier, avec ou sans moyens de déstabilisation des émulsions, tels que des moyens d'aspersion de l'interface huile / eau, et avec ou sans moyens de chauffage. L'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures 6 peut par exemple être un appareil tel que décrit dans le document WO 2005/100512.

Si nécessaire, l'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures 6 peut comprendre des moyens de dessalage. Les moyens de dessalage comprennent typiquement au moins deux séparateurs successifs, avec une ligne d'alimentation en eau déminéralisée entre les séparateurs.

La séparation gravitaire effectuée au sein de l'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures 6 est généralement réalisée à une pression comprise entre 3 et 15 bar, de préférence entre 5 et 10 bar, par exemple entre 7 et 8 bar (toutes les valeurs de pression mentionnées dans la présente demande sont des valeurs absolues). Généralement, il est inutile de chauffer le flux d'hydrocarbures initial ou le flux d'hydrocarbures intermédiaire ou encore de prévoir un chauffage lors de la séparation gravitaire, car le mélange du flux d'hydrocarbures initial avec le solvant liquide permet d'augmenter suffisamment le degré API des hydrocarbures pour que la séparation gravitaire s'effectue de manière rapide et efficace sans chauffage (on opère alors à température ambiante). La séparation gravitaire fournit une phase oléique et une phase aqueuse, qui sont respectivement soutirées dans une ligne de soutirage de phase oléique 8 et une ligne de soutirage de phase aqueuse 7.

La phase aqueuse subit généralement un traitement ultérieur avant d'être par exemple rejetée dans l'environnement ou réutilisée dans le cadre du procédé global de production d'hydrocarbures. Toutefois, la qualité de l'eau est meilleure que dans les procédés de l'état de la technique : la phase aqueuse contient une moindre proportion d'hydrocarbures et une moindre proportion de particules solides (car les particules solides décantent et donc sont éliminées plus facilement lors de la séparation hydrocarbures / eau, du fait de la fluidité relativement importante des hydrocarbures). Par conséquent, le traitement ultérieur de la phase aqueuse peut être plus réduit et plus simple que dans l'état de la technique.

La phase oléique subit ensuite une étape de séparation en une phase d'hydrocarbures gazeuse et une phase d'hydrocarbures liquide, au sein d'une unité de séparation liquide / gaz 12, alimentée par la ligne de soutirage de phase oléique 8. La phase d'hydrocarbures gazeuse est prélevée par une ligne de soutirage de phase d'hydrocarbures gazeuse 14 et la phase d'hydrocarbures liquide est prélevée par une ligne de soutirage de phase d'hydrocarbures liquides 13.

La phase oléique présente essentiellement la même composition chimique que le flux d'hydrocarbures intermédiaire (mélange du flux d'hydrocarbures initial et du solvant liquide), à l'exception de la teneur en eau. La phase d'hydrocarbures gazeuse issue de la séparation dans l'unité de séparation liquide / gaz 12 présente essentiellement la même composition chimique que le solvant liquide. Et la phase d'hydrocarbures liquide, issue de l'unité de séparation liquide / gaz 12, présente essentiellement la même composition chimique que le flux d'hydrocarbures initial (à l'exception de la teneur en eau).

Autrement dit, la séparation de la phase oléique en la phase d'hydrocarbures gazeuse et la phase d'hydrocarbures liquide revient essentiellement à séparer à nouveau le flux d'hydrocarbures intermédiaire (de fort degré API) en d'une part le flux d'hydrocarbures initial (de faible degré API) débarrassé de la majorité de son eau, et d'autre part la composition d'hydrocarbures comprenant majoritairement des alcanes en C3 à C6 (notamment C3 et C4 selon un mode de réalisation), qui constitue le solvant liquide, afin d'assurer un recyclage de cette composition.

De préférence, cette étape de séparation permet de récupérer, sous la forme de la phase d'hydrocarbures gazeuse, plus de 50 %, de préférence plus de 75 %, de manière plus particulièrement préférée plus de 85 %, idéalement plus de 90 % voire plus de 95 %, en proportion molaire, des hydrocarbures apportés par le solvant liquide. Il n'est toutefois pas indispensable de récupérer la totalité de ces composés, notamment lorsque la phase d'hydrocarbures liquide subit des étapes ultérieures de valorisation et / ou de raffinage au cours desquelles la fraction restante des composés ajoutés pourra être isolée. Avant de procéder à l'étape de séparation en la phase d'hydrocarbures gazeuse et la phase d'hydrocarbures liquide, on détend la phase oléique issue de la séparation gravitaire eau / hydrocarbures grâce à des moyens de détente 9 prévus sur la ligne de soutirage de phase oléique 8.

Typiquement, la pression de la phase oléique est ramenée entre 1 et 3 bar, de préférence entre 1 et 2 bar pour les besoins de la séparation de la phase oléique en la phase d'hydrocarbures gazeuse et la phase d'hydrocarbures liquide. La séparation s'effectue d'autant mieux que la pression est faible, toutefois, il n'est généralement par recommandé d'effectuer la séparation exactement à la pression atmosphérique (1 bar), car cela complique la recompression ultérieure de la phase d'hydrocarbures gazeuse. La phase oléique peut également être chauffée si nécessaire, préalablement à la séparation ou lors de la séparation, grâce à des moyens de chauffage 10, 11. Il est par exemple possible de prévoir un chauffage principal par des moyens de chauffage externes 1 1 , précédé d'un chauffage préliminaire par un échangeur de chaleur 10, contre le refroidissement de la phase d'hydrocarbures liquide issue de l'étape de séparation.

Toutefois, les besoins en chauffage à ce stade sont généralement bien moins importants que dans l'état de la technique, pour la distillation du mélange huile lourde / naphta. Ces besoins en chauffage peuvent même être inexistants.

De manière générale, on choisit des conditions de température et de pression (ainsi que le rapport molaire des proportions d'hydrocarbures du flux d'hydrocarbures initial et d'hydrocarbures du solvant liquide) de telle sorte que :

- le solvant ajouté au flux d'hydrocarbures initial soit à l'état liquide, et reste à l'état liquide lors de la séparation gravitaire eau / hydrocarbures ; et

- ce solvant soit à l'état gazeux lors de la séparation de la phase oléique. Ce choix des conditions s'effectue de manière simple par l'étude du diagramme de phase du solvant.

La phase d'hydrocarbures gazeuse est recyclée pour fournir au moins partiellement le solvant liquide susmentionné, ce qui suppose de comprimer et liquéfier cette phase. A cet effet, la ligne de soutirage de phase d'hydrocarbures gazeuse 14 alimente une ligne de recyclage de solvant liquide 23, ladite ligne de recyclage de solvant liquide 23 alimentant à son tour, au moins partiellement, la ligne d'amenée de solvant liquide 5. Des moyens de compression 16, 18 sont prévus sur la ligne de soutirage de phase d'hydrocarbures gazeuse 14, avec des moyens de refroidissement 17, 19 en sortie de chaque compresseur ou étage de compresseur. Un ou plusieurs étages de compressions sont à considérer mais préférentiellement un seul étage de compression. Un élément de séparation 15 peut également être prévu sur la ligne de soutirage de phase d'hydrocarbures gazeuse 14. Cet élément de séparation 15, en amont des moyens de compression 16, 18, protège ces derniers, car ces moyens de compression 16, 18 ne doivent comprimer que des gaz.

Des moyens de pompage 22 sont également prévus sur la ligne de recyclage de solvant liquide 23. Un élément de séparation 20 peut être prévu en amont des moyens de pompage 22, afin de protéger ces derniers, car les moyens de pompage 22 ne doivent comprimer que des liquides.

Généralement, un appoint en solvant liquide peut être effectué. Ainsi, la ligne d'amenée de solvant liquide 5 peut être alimentée à la fois par la ligne de recyclage de solvant liquide 23 et par une ligne d'appoint en solvant liquide 24.

Intégration de l'invention dans le cadre de la production d'hydrocarbures

L'invention peut être mise en œuvre dans le cadre de la production d'hydrocarbures, et notamment de pétrole. Dans ce cas, l'installation selon l'invention comprend des moyens d'extraction d'hydrocarbures dans une formation souterraine, et la fourniture du flux d'hydrocarbures initial comprend l'extraction d'hydrocarbures de la formation souterraine.

De préférence, le flux d'hydrocarbures initial est ainsi un flux de pétrole brut.

De préférence, aucun produit ou composé n'est ajouté aux hydrocarbures entre l'extraction de la formation souterraine et l'étape d'ajout du solvant liquide.

Les moyens d'extraction d'hydrocarbures peuvent par exemple comprendre un ensemble de puits (ou « cluster »).

Le flux d'hydrocarbures initial, qui est amené à l'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures 6 via la ligne d'amenée de flux d'hydrocarbures 1 , contient de préférence moins de 20000 ppm de matières solides (en masse), de manière plus particulièrement préférée moins de 10000 ppm de matières solides, et idéalement moins de 5000 ppm de matières solides.

L'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures 6 peut comprendre de manière classique des moyens d'élimination des matières solides, afin de réduire encore la teneur de matières solides dans la suite du procédé.

En faisant référence aux figures 2 à 5, dans le cadre de la production d'hydrocarbures, l'installation selon l'invention comprend de façon générale : - une unité de production d'hydrocarbures 101 ;

- une unité intermédiaire 103 ; et

- une unité de valorisation d'hydrocarbures 105.

L'unité de production d'hydrocarbures 101 comprend notamment les moyens d'extraction d'hydrocarbures susmentionnés. Elle peut être sur terre ou off-shore. L'unité intermédiaire 103 comprend un ensemble de moyens de traitement, et en particulier l'unité de séparation gravitaire eau / hydrocarbures 6. Elle peut être sur terre ou off-shore (sous l'eau ou en surface). L'unité de valorisation d'hydrocarbures 105 (située sur terre) est adaptée à valoriser les hydrocarbures (c'est-à-dire à réaliser leu r « upgrading »). Cette unité de valorisation d'hydrocarbures 105 comprend un ensemble de moyens de conversion des hydrocarbures en composés plus légers. Elle peut comprendre des moyens de raffinage ou bien des moyens de conversion préalables au raffinage.

Entre l'unité de production d'hydrocarbures 101 et l'unité intermédiaire 103, les hydrocarbures sont acheminés par une prem ière conduite de transport d'hydrocarbures 102. Entre l'unité intermédiaire 103 et l'unité de valorisation d'hydrocarbures 105, les hydrocarbures sont acheminés par une deuxième conduite de transport d'hydrocarbures 104.

La distance entre l'unité de production d'hydrocarbures 101 (ou certains sites de l'unité de production d'hydrocarbures 101 , lorsque celle-ci est géographiquement étendue) et l'unité intermédiaire 103 peut être supérieure à 1 km, voire supérieure à 1 0 km et même supérieure à 1 00 km . De même, la d istance entre l'un ité intermédiaire 103 et l'unité de valorisation d'hydrocarbures 105 peut être supérieure à 1 km, voire supérieure à 10 km et même supérieure à 100 km. Selon un premier mode de réalisation, représenté à la figure 2, l'ensemble des moyens décrits ci-dessus permettant la séparation de l'huile et de l'eau ainsi que l'alimentation, la circulation et le recyclage du solvant liquide sont compris dans l'unité intermédiaire 103. En particulier, l'unité intermédiaire 103 comprend l'unité de séparation liquide / gaz 12 et la ligne de recyclage de solvant liquide 106. C'est donc au sein de l'unité intermédiaire 103 que le flux d'hydrocarbures initial est mélangé au solvant liquide, que le flux d'hydrocarbures intermédiaire est séparé en une phase oléique et une phase aqueuse, que la phase oléique est détendue et séparée en une phase d'hydrocarbures gazeuse et une phase d'hydrocarbures liquide, et que la phase d'hydrocarbures gazeuse est recyclée pour fournir partiellement le solvant liquide.

Selon un deuxième mode de réalisation, représenté à la figure 3, l'ensemble des moyens décrits ci-dessus permettant la séparation de l'huile et de l'eau ainsi que l'alimentation, la circulation et le recyclage du solvant liquide sont répartis entre l'unité intermédiaire 103 et l'unité de valorisation d'hydrocarbures 105. Plus précisément, la séparation gravitaire est effectuée dans l'unité intermédiaire 103, mais la récupération des composés formant le solvant liquide s'effectue seulement dans l'unité de valorisation d'hydrocarbures 105, qui comprend l'unité de séparation liquide / gaz 12. La ligne de recyclage de solvant liquide 106 sort alors de l'unité de valorisation 105 et alimente l'unité intermédiaire 103.

C'est donc au sein de l'unité intermédiaire 103 que le flux d'hydrocarbures initial est mélangé au solvant liquide, que le flux d'hydrocarbures intermédiaire est séparé en une phase oléique et une phase aqueuse. Puis, c'est au sein de l'unité de valorisation d'hydrocarbures 105 que la phase oléique est détendue et séparée en une phase d'hydrocarbures gazeuse et une phase d'hydrocarbures liquide, et que la phase d'hydrocarbures gazeuse est recyclée pour fournir partiellement le solvant liquide. Le solvant liquide est alors retourné vers l'unité intermédiaire 103. Dans ce mode de réalisation, la deuxième conduite de transport d'hydrocarbures 104 se confond avec la ligne de soutirage de phase oléique 8.

Selon un troisième mode de réalisation, représenté à la figure 4, l'ensemble des moyens décrits ci-dessus permettant la séparation de l'huile et de l'eau ainsi que l'alimentation, la circulation et le recyclage du solvant liquide sont répartis entre l'unité intermédiaire 103 et l'unité de production d'hydrocarbures 1 01 . Plus précisément, la séparation gravitaire est effectuée dans l'unité intermédiaire 103, ainsi que la récupération des composés formant le solvant l iquide (l'unité intermédiaire 103 comprenant l'unité de séparation liquide / gaz 12). La ligne de recyclage de solvant liquide 106 sort alors de l'unité intermédiaire 103 et débouche dans l'unité de production d'hydrocarbures 101 (de préférence au niveau de la tête de puits) ou dans la première conduite de transport d'hydrocarbures 102 (de préférence vers le début de cette conduite, c'est-à-dire en sortie de l'unité de production d'hydrocarbures 101 ).

C'est donc de préférence au niveau de l'unité de production d'hydrocarbures 101 que le flux d'hydrocarbures initial est mélangé au solvant liquide. Puis, c'est au sein de l'unité intermédiaire 103 que le flux d'hydrocarbures intermédiaire est séparé en une phase oléique et une phase aqueuse, que la phase oléique est détendue et séparée en une phase d'hydrocarbures gazeuse et une phase d'hydrocarbures liquide, et que la phase d'hydrocarbures gazeuse est recyclée pour fournir partiellement le solvant liquide. Le solvant liquide est alors retourné vers l'unité de production d'hydrocarbures 101. Dans ce mode de réalisation, la première conduite de transport d'hydrocarbures 102 transporte essentiellement le flux d'hydrocarbures intermédiaire décrit ci-dessus.

Selon un quatrième mode de réalisation, représenté à la figure 5, l'ensemble des moyens décrits ci-dessus permettant la séparation de l'huile et de l'eau ainsi que la circulation et le recyclage du solvant liquide sont répartis entre l'unité de production d'hydrocarbures 101 , l'unité intermédiaire 103 et l'unité de valorisation 105. Plus précisément, le solvant liquide est mélangé au flux d'hydrocarbures initial en sortie de l'unité de production d'hydrocarbures 101 , la séparation gravitaire est effectuée dans l'unité intermédiaire 103 et la récupération des composés formant le solvant liquide est effectuée dans l'unité de valorisation 105 (qui comprend l'unité de séparation liquide / gaz 12). La ligne de recyclage de solvant liquide 106 sort alors de l'unité de valorisation 105 et débouche dans l'unité de production d'hydrocarbures 101 (de préférence au niveau de la tête de puits), ou dans la première conduite de transport d'hydrocarbures 102 (de préférence vers le début de cette conduite, c'est- à-dire en sortie de l'unité de production d'hydrocarbures 101 ).

C'est donc de préférence au niveau de l'unité de production d'hydrocarbures 101 que le flux d'hydrocarbures initial est mélangé au solvant liquide. Puis, c'est au sein de l'unité intermédiaire 103 que le flux d'hydrocarbures intermédiaire est séparé en une phase oléique et une phase aqueuse. Enfin, c'est au sein de l'unité de valorisation 105 que la phase oléique est détendue et séparée en une phase d'hydrocarbures gazeuse et une phase d'hydrocarbures liquide, et que la phase d'hydrocarbures gazeuse est recyclée pour fournir partiellement le solvant liquide. Le solvant liquide est alors retourné vers l'unité de production d'hydrocarbures 101. Dans ce mode de réalisation, la première conduite de transport d'hydrocarbures 102 transporte essentiellement le flux d'hydrocarbures intermédiaire décrit ci-dessus. Toujours dans ce mode de réal isation, la deuxième conduite de transport d'hydrocarbures 104 se confond avec la ligne de soutirage de phase oléique 8.

Les modes de réalisation des figures 3 et 5 ont pour avantage de faciliter le transport des hydrocarbures dans la deuxième conduite de transport d'hydrocarbures 104 jusqu'à l'unité de valorisation 105, car le flux d'hydrocarbures est mélangé à ce stade avec le solvant liquide, ce qui réduit de manière importante sa viscosité.

Inversement, dans les modes de réalisation des figures 2 et 4, il est généralement nécessaire de prévoir des moyens de fluidification des hydrocarbures circulant dans la deuxième conduite de transport d'hydrocarbures 104. Il peut s'agir de moyens de chauffage et / ou d'une ligne d'amenée d'additif 107 débouchant dans la deuxième conduite de transport d'hydrocarbures 104 et permettant l'injection dans les hydrocarbures d'un additif de réduction de la viscosité (ou DRA) de type tensioactif combiné avec une composition d'hydrocarbures de degré API faible ou modéré, ou même uniquement une composition d'hydrocarbures de degré API faible ou modéré, tel que du naphta par exemple.

Les modes de réalisation des figures 4 et 5 ont pour avantage de faciliter le transport des hydrocarbures dans la première conduite de transport d'hydrocarbures 102 jusqu'à l'unité intermédiaire 103, car le flux d'hydrocarbures est mélangé à ce stade avec le solvant liquide, ce qui réduit de manière importante sa viscosité.

Inversement, dans les modes de réalisation des figures 2 et 3, il peut être nécessaire de prévoir des moyens de fluidification des hydrocarbures circulant dans la première conduite de transport d'hydrocarbures 102, du même type que ci-dessus. Toutefois, de tels moyens de fluidification des hydrocarbures peuvent être inutiles lorsque les hydrocarbures extraits sont suffisamment chauds (ce qui peut être le cas par exemple dans le cadre d'une extraction par procédé SAGD) et / ou lorsque la première conduite de transport d'hydrocarbures est relativement courte, l'unité interméd iaire 1 03 étant positionnée à proxim ité de l 'un ité de production d'hydrocarbures 101.