Procédés de rhéologie

Les procédés de rhéologie sont des approches peu onéreuses de production et de transport de fluides d'une cuve vers un site de traitement. Lors de la production et du transport de pétrole brut, la connaissance des propriétés du fluide et des conditions d'exploitation sont essentielles pour éviter la formation et le dépôt de solides indésirables (p. ex. hydrates, cires, asphaltènes, tartres). Lorsque la température et la pression sont extrêmement élevées, des hydrates de méthane peuvent cristalliser ou des asphaltènes peuvent s'infiltrer rapidement dans le pipeline. Sans contrôle approprié, les cristaux d'hydrates, les particules d'asphaltène ou de cire risquent de se précipiter et de s'agglomérer jusqu'à boucher le pipeline. Le débouchage d'un pipeline sous-marin obstrué par des hydrates ou des asphaltènes peut être très dangereux et coûteux.

Les procédés de rhéologie sont soumis à de nouveaux défis avec la transition des gisements pétroliers classiques vers les gisements venus à maturité. À mesure que les gisements pétroliers mûrissent, la proportion d'eau augmente. Dans certains cas, les opérateurs injectent de l'eau pour faciliter l'extraction de pétrole. L'émulsion de l'eau dans le pétrole brut complique davantage les procédés de rhéologie. Dans certains cas, la présence d'eau de formation ou d'injection et de carbonate de calcium peuvent entraîner un entartrage. Ce tartre de carbonate de calcium peut obstruer le pipeline et endommager les équipements de production, affectant ainsi la rentabilité des gisements mûrs. À mesure que la proportion d'eau augmente, la plupart des antiagglomérants et inhibiteurs d'hydrate perdent en efficacité. Au final, les émulsions doivent être cassées pour pouvoir séparer le pétrole de l'eau. La rupture des émulsions par méthode chimique ou physique peut être très coûteuse, notamment pour les émulsions de pétrole lourd contenant des solides stabilisant les émulsions, comme les asphaltènes.

Pour assurer la rentabilité des gisements de pétrole tout au long de leur durée d'exploitation, il faut donc élaborer et développer des stratégies de rhéologie peu onéreuses pour traiter les solides et les émulsions.

L'écoulement à phases multiples dans les pipelines implique souvent des conditions de températures et de pressions extrêmes, qui rendent l'échantillonnage et l'analyse hors ligne difficiles, voire impossibles. Les échantillons hors ligne sont souvent manipulés par dilution ou dispersion, ce qui peut modifier les composants à phases multiples. Les mesures hors ligne sont souvent inapplicables à l'optimisation du procédé et aux décisions de contrôle en temps réel. En utilisant une technologie de caractérisation des particules in situ, comme ParticleTrack et ParticleView, il est possible de mesurer le comportement de phase des particules in situ , sans prélever d'échantillons.

Les applications de rhéologie sont les suivantes :

• Précipitation d'asphaltènes
• Formation d'hydrates de gaz
• Séparation des émulsions
• Température de formation de cire et morphologie des cristaux de cire

Les asphaltènes sont des mélanges complexes de composés polyaromatiques avec des espèces hétéroatomiques (azote, oxygène, soufre) ainsi que des composés organométalliques comme le fer, le nickel et le vanadium. Les asphaltènes sont généralement décrits comme la fraction de pétrole brut insoluble dans les alcanes (p. ex. n-heptane ou n-pentane) mais soluble dans les solvants aromatiques (toluène ou benzène). Les modifications dans la composition du pétrole brut, les écarts de pression et de température peuvent déstabiliser les asphaltènes. Par exemple, une chute de pression lors de la production de pétrole brut peut entraîner une précipitation et un dépôt indésirables d'asphaltènes dans les puits et les cuves. Les précipitations et les dépôts d'asphaltènes nuisent à la formation de pétrole, entravent la séparation des émulsions stables et entraînent un colmatage partiel ou complet du pipeline.

La précipitation d'asphaltènes dépend de plusieurs paramètres, notamment la température, la pression et la composition des fluides. De même, les dépôts d'asphaltènes dans un pipeline dépendent du débit, de l'interaction entre particules, de l'interaction entre les particules et la surface interne du pipeline, etc. 

Le ratio de déclenchement et la cinétique de précipitation des asphaltènes ont été étudiés pour quatre pétroles bruts. Un résidu 190+ de 40 g de pétrole brut a été placé dans un bécher en verre, puis agité à 400 tr/min. ParticleTrack
est utilisé pour étudier le déclenchement, la cinétique et le point final de précipitation des asphaltènes  pendant l'ajout de n-heptane.

• ParticleTrack détermine rapidement le ratio de déclenchement des différents pétroles bruts, sans nécessiter d'échantillonnage.
•  Trois additifs disponibles dans le commerce - A, B et C - ont été ajoutés au résidu D-190+ à différentes concentrations (ppmV).
• ParticleTrack a permis de déterminer rapidement le type d'additif le plus adéquat et sa concentration, dans le but d'empêcher la précipitation des asphaltènes.
• En étudiant ces effets cinétiques, les chercheurs ont pu comprendre et contrôler le mécanisme de précipitation et de dépôt des asphaltènes de pétroles bruts provenant de différentes sources.

Référence : Dufour et. al. Energy Fuels, 2009, 23 (3), 1155-1161.

Publiée par l'entreprise FMC et l'Université de Tulsa (É.-U.), cette présentation détaillée inclut plusieurs exemples d'optimisation des procédés de rhéologie, de séparation, d'encrassement et de gestion des résidus dans l'industrie pétrolière, afin de réduire les coûts d'exploration et de production de pétroles bruts lourds aux températures et pressions de service standard, sans prélèvement ni dilution d'échantillons.

Les hydrates de gaz sont des structures cristallines proches de la glace, formées par des interactions complexes entre du pétrole, du gaz et de l'eau à haute pression et à faible température. Les connaissances fondamentales sur les transitions structurelles, les mécanismes de formation et la cinétique de formation des hydrates de gaz sont encore floues.

Les conditions naturelles requises pour la cristallisation des hydrates de gaz sont fréquemment réunies dans les pipelines pétroliers. Après la nucléation des particules d'hydrate, les hydrates croissent et s'agglomèrent. En grossissant, ces agglomérats peuvent finir par obstruer le pipeline. La formation d'un bouchon d'hydrates empêche la bonne circulation du fluide, et peut même boucher complètement le pipeline. Ainsi, la formation d'hydrates de gaz peut entraîner des coûts importants car la production peut être interrompue en raison d'un débit restreint ou nul, d'un endommagement des équipements ou de risques de sécurité pour les opérateurs.

Les inhibiteurs thermodynamiques (THI, Thermodynamic inhibitors) sont les produits industriels standard utilisés pour prévenir la formation d'hydrates, malgré leur coût élevé, leur impact sur l'environnement et leurs fortes exigences opérationnelles. Les inhibiteurs d'hydrate à faible dosage (LDHI, Low Dosage Hydrate Inhibitors) sont une alternative moins chère. Ils prolongent le délai d'induction ou empêchent l'agglomération de particules d'hydrate primaires, tout en préservant la fluidité du mélange. Afin de développer de nouvelles stratégies de gestion des hydrates plus rentables que leur élimination complète, il est essentiel de bien comprendre les mécanismes de cristallisation, d'agglomération et de dépôt des hydrates.

Des technologies fiables in situ permettent de surveiller en temps réel la cristallisation et l'agglomération des hydrates, dans le but i) d'optimiser l'utilisation des THI onéreux, ii) d'évaluer la fiabilité des LDHI moins chers, et iii) de développer une stratégie fiable basée sur les THI et les KHI.

ParticleView inspecte les agglomérations d'hydrates significatives in situ, sans LDHI (image de gauche). L'emploi de LDHI stabilise les hydrates dans un mélange bien dispersé (image de droite).

Référence : Duy Nguyen et. al. (Collaboration Nalco et METTLER TOLEDO)

Les instruments à sonde ParticleTrack et ParticleView sont parfaits pour caractériser les hydrates de méthane, les particules d'asphaltène, les tartres et les émulsions de pétrole. Dans la grande majorité des cas, les conditions (pression élevée) de formation de cristaux d'hydrates et de précipitation d'asphaltènes rendent l'échantillonnage extrêmement difficile. Les particules et gouttelettes sont très sensibles aux fluctuations de température et de pression. En outre, les techniques hors ligne requièrent la dilution d'échantillons pouvant affecter la taille des gouttelettes, inverser l'agglomération d'hydrates et la solubilité des asphaltènes. Même si les conditions permettent un échantillonnage, la mesure des échantillons dilués n'est cependant pas représentative du système réel et apporte un ensemble de données très limité. Grâce aux sondes FBRM et PVM, les chercheurs peuvent suivre l'intégralité des particules et gouttelettes dynamiques présentes dans le pétrole brut à des températures et pressions de fonctionnement standard, et ce sans échantillonnage ni dilution d'échantillons.

Le dessalage est une étape importante avant le raffinage du pétrole brut, pendant laquelle les sels et les contaminants non organiques  du pétrole brut sont transférés vers la phase aqueuse puis supprimés. De faibles performances de dessalage entraînent un encrassement des équipements de raffinerie en raison du dépôt de solides, la corrosion de la colonne d'extraction par l'acide, et une hausse des coûts de traitement des effluents salés en raison des résidus pétroliers.

ParticleTrack détecte avec précision les modifications dans le nombre et la taille des gouttelettes en fonction de la vitesse d'agitation. Lorsque l'agitation s'accélère, la taille moyenne baisse (< 80 μm) et le nombre de petites gouttelettes augmente.

• La taille et le nombre de gouttelettes influent directement sur le transfert de contaminants à la phase aqueuse lors du mélange et de la séparation pétrole-eau dans les cuves de stockage.
• ParticleTrack identifie immédiatement les paramètres de procédé critique (p. ex. mélange, flux d'eau de lavage) et permet de contrôler les paramètres de procédé afin d'optimiser l'extraction de contaminants et de réduire le délai de séparation.

Les images haute résolution de ParticleView confirment qu'à 500 tr/min, les gouttelettes sont de plus grande taille qu'à 200 tr/min.

ParticleTrack montre la distribution de longueur de corde pour chaque vitesse d'agitation. Il permet ainsi de cibler la distribution de gouttelettes optimales pour le dessalage.

Les informations obtenues par les outils ParticleTrack et ParticleView permettent de réduire les contaminants solides et les résidus pétroliers, d'optimiser l'utilisation d'additifs chimiques, d'accélérer les opérations de dessalage et de prévenir les défaillances coûteuses du dessaleur dues à la corrosion ou à l'encrassement.

Les performances des désémulsifiants pour la séparation eau-pétrole sont souvent évaluées à l'aide du test de flacon,  une technique visuelle permettant de mettre en relation la taille des gouttelettes et les caractéristiques d'émulsion. Dans cette étude, les sondes ParticleTrack et ParticleView ont été utilisées pour surveiller l'effet du désémulsifiant dans un mélange de 30 % de pétrole (API ~30) + 70 % d'eau salée.

a. t= 15 m : En l'absence de désémulsifiant, les images en temps réel de ParticleView montrent que l'émulsion reste stable pendant une durée de 15 minutes. Les images de la sonde ParticleView permettent de confirmer rapidement la stabilité ou l'instabilité de l'émulsion.

b. t= 0 m : En présence d'un désémulsifiant, on observe la présence de gouttelettes plus grosses. Les gouttelettes sont observées in situ, dans leur environnement naturel, sans altérer leur intégrité physique par un échantillonnage.

c. t= 3 m : Au fil du temps, les petites gouttelettes fusionnent et subissent une transformation morphologique pour former de plus grosses gouttelettes. ParticleView suit l'évolution des gouttelettes en temps réel. Vous obtenez ainsi des informations clés sur la cinétique et la transformation des gouttelettes en présence d'un désémulsifiant.

d. t = 6 m : Les grosses gouttelettes finissent par se scinder, laissant de fines gouttelettes de pétrole dans l'eau salée. Les images in situ de ParticleView permettent d'évaluer rapidement la finesse des gouttelettes de pétrole et d'eau après la séparation.

Les distributions ParticleTrack permettent de mesurer l'évolution des gouttelettes en présence d'un désémulsifiant. La taille des gouttelettes a une influence directe sur le processus de séparation eau-pétrole. En évaluant cette taille, vous pouvez concevoir et/ou tester le désémulsifiant adéquat.

• Il est essentiel de bien comprendre l'effet du désémulsifiant dans la séparation eau-pétrole afin de réduire les coûts de transport et de raffinage du pétrole.
• La surveillance en ligne est une méthode directe de contrôle des procédés. Elle permet de suivre les modifications lors de l'émulsion et de formuler le désémulsifiant adéquat, pour faciliter et accélérer la séparation eau-pétrole.

Référence : Duy Nguyen et. al. (Collaboration Nalco et METTLER TOLEDO)

Des sociétés et des groupes de recherche à la pointe en production de gaz et de pétrole utilisent ParticleView et ParticleTrack dans leurs procédés de rhéologie. Découvrez nos documents de référence ci-dessous.

Formation d'hydrates de gaz

Aline Melchuna, Ana Cameirão, Yamina Ouabbas, Jean-Michel Herri, Philippe Glenat. Transport of hydrate slurry at high water cut. 8e Conférence internationale sur les hydrates de gaz, juillet 2014, Pékin, Chine. pp.T5-16, 2014.

Greaves  D,  Boxall  J,  Mullingan  J,  Sloan  ED, Koh  CA.   Hydrate  Formation  from  High  Water Content-Crude Oil  Emulsions .  Chemical Engineering Science, vol. 63. 2008. p. 4570-4579.

Turner D,  Miller K, & Sloan E. Direct conversion of water droplets to methane hydrate in crude oil. Chemical Engineering Science, 2009 vol: 64 (23) pp: 5066-5072. 10.1016/j.ces.2009.08.013

Asphaltènes

Marugán J,  Calles J,  Dufour J,  Giménez-Aguirre R,  Peña J, &  Merino-García D. Characterization of the Asphaltene Onset Region by Focused-Beam Laser Reflectance: A Tool for Additives Screening. Energy & Fuels. 2009 vol: 23 (3) pp: 1155-1161. 10.1021/ef800626a.

Ruidiaz EM, Koroishi ET, Kim NR, Trevisan OV, Soares-Bassani G & Merino-Garcia D. Evaluation of Asphaltene Deposition - A Systematic Study and Validation of Online Focused Beam Reflectance Measurement FBRM® at Reservoir Conditions. J Pet Environ Biotechnol 2018, Vol 9(2): 364.  DOI : 10.4172/2157-7463.1000364

Javier Dufour, José A. Calles, Javier Marugán, Raúl Giménez-Aguirre, José Luis Peña and Daniel Merino-García. Influence of Hydrocarbon Distribution in Crude Oil and Residues on Asphaltene Stability. Energy Fuels, 2010, 24 (4), pp 2281–2286. DOI : 10.1021/ef900934t.

Émulsions eau-pétrole

Boxall J,  Koh C,  Sloan E,  Sum A,  Wu D. Measurement and Calibration of Droplet Size Distributions in Water-in-Oil Emulsions by Particle Video Microscope and a Focused Beam Reflectance Method. Industrial & Engineering Chemistry Research, 2010 vol: 49 (3) pp: 1412-1418. DOI : 10.1021/ie901228e.

Less S, &  Vilagines R. Light beam reflectance measurement of droplets diameter distribution in crude oil emulsions, Fuel, 2013 vol: 109 pp: 542-550. DOI : 10.1016/j.fuel.2013.03.048.

Wang W,  Li K,  Wang P,  Hao S,  Gong J. Effect of interfacial dilational rheology on the breakage of dispersed droplets in a dilute oil–water emulsion. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2014 vol: 441 pp: 43-50. DOI :10.1016/j.colsurfa.2013.08.075.

Tartre

N. Al Nasser, Waleed & Pitt, Kate & J. Hounslow, Michael & D. Salman, Agba. (2013). Monitoring of aggregation and scaling of calcium carbonate in the presence of ultrasound irradiation using focused beam reflectance measurement. Powder Technology. 238. 151–160. 10.1016/j.powtec.2012.03.021.

N. Al Nasser, Al Salhi F. Scaling and aggregation kinetics determination of calcium carbonate using inline technique. Chemical Engineering Science, 2013 vol: 86 pp: 70-77. 10.1016/j.ces.2012.05.018

Rosário, F.F.,MONTALVÃO, V.T.K., PEREIRA, M.L.O., &  J. F. CAJAIBA DA SILVA (2012) Kinetic Study of Calcium Carbonate Precipitation by Using Real Time FTIR and FBRM Analyses. 13e Conférence internationale sur le comportement et l'encrassement de la phase pétrole, Saint Petersburg, Floride (É.-U.).