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Temps de lecture :traitement des eaux de gisement
Les « eaux de gisement », ou « eaux produites », car remontant du gisement souvent sous forme d’émulsion dans le pétrole brut, sont séparées dans les séparateurs triphasiques (water knockout tank), puis sont pré-déshuilées (hydrocyclone, en particulier en offshore ou séparateur lamellaire type CPI, Corrugated Plate Interceptor en onshore : séparateur à plaque ondulée) et enfin subissent un traitement de finition qui est fonction de leur destination (figure 24) et des normes de rejet locales :
- rejet en pleine mer via une flottation mécanique (HC < 40 mg · L–1), une flottation à l’air dissous, ou une coalescence (HC < 10 mg · L–1), cette dernière n’étant à employer que dans les cas de très faibles MES (minérales, cires, hydrocarbures lourds figés…) ;
- réutilisation en réinjection après un dégazage éventuel et filtration sur sable ou coque de noix.
Leur réinjection est intéressante parce qu’elle évite non seulement tout rejet en mer, mais aussi l’ensemencement de la « formation » par des bactéries, sulfatoréductrices en particulier, et toute incompatibilité chimique avec l’eau du réservoir (souvent inévitables dans le cas d’injection d’eau de mer). Elle ne requiert pas non plus, en général, la désoxygénation des eaux, mais en revanche un déshuilage poussé (1-2 mg · L–1) imposant une filtration.
Le schema 3D suivant correspond à une installation onshore de champs huileux en Irak comprenant une première étape de déshuilage par CPI, une seconde étape de déshuilage par flottation mécanique et une étape de polissage sur filtre à coques de noix. L’installation d’un débit de 530 m3/h est capable de réduire la concentration en huile de 2000 mg/l à 10 mg/l tout en arrêtant 98% des particules en suspension de diamètres supérieur à 5µm.
Par ailleurs, les champs gaziers produisent également des eaux qu’il est nécessaires de traiter. Ces eaux proviennent non pas de l’extraction du gaz lui-même mais de la régénération du MEG ou TEG (Mono ou Tri Ethylène Glycol) utilisé pour la déshydratation du gaz.
A la différence des eaux produites sur les champs huileux, les eaux de champs gaziers ne contiennent ni MES ni sels dissous. En revanche, la teneur en huile, BTEX (benzène, Toluène, Ethylbenzène, Xylène), phénol et plus généralement en composés organiques est importante et nécessite un niveau de traitement qui peut être très poussé en fonction des normes de sortie à respecter. Les étapes de traitement comprennent en général un déshuilage, une élimination de composés organiques toxiques, un traitement biologique et un éventuel polissage.
Sur cette base, une installation de traitement des eaux de champs gaziers a été développée en mer du Nord. La filière comprend un déshuilage par CPI, un stripping des composés organiques, une flottation à air dissous suivie d’un traitement biologique permettant de traiter 30 m3/h et d’atteindre les normes très strictes de rejet en mer en particulier sur les BTEX.
traitement des eaux de mer en vue de leur réinjection
Les critères de clarification exigés sont divers suivant la perméabilité du gisement, par ex. :
- 98 % d’élimination des particules > 2 mm ;
- turbidité < 0,5 NTU voire 0,2 NTU ;
- plus rarement SDI < 3 (fouling index voir essais de traitabilité) ;
alors que l’eau de mer peut être d’origine côtière ou d’estuaire, donc riche en MES, mais également de pleine mer, donc pauvre en MES (< 1 mg · L–1).
Les deux lignes de traitement possible sont très voisines.
- origine côtière (plate-forme on- ou offshore) – figure 31, l’étage de clarification pouvant être une décantation ou une flottation rapide (Rictor voir floculateurs - décanteurs - flottateurs).
- origine pleine mer (plate-forme offshore) – figure 32.
En général puisées à 20 ou 30 m sous la surface, ces eaux ne comportant plus de MES (< 2 ppm), une filtration précédée ou non d’une coagulation est alors suffisante.
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