Brevet FR2961551A1 — publié le 20111223

METHODE DE TRANSPORT D'HYDROCARBURES AVEC INHIBITION DE LA FORMATION OU DE LA CROISSANCE DES HYDRATES DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne une méthode de transport d'hydrocarbures avec inhibition de la formation ou de la croissance des hydrates. Cette méthode est mise en oeuvre dans le cadre d'un procédé de production d'hydrocarbures et d'une installation de production d'hydrocarbures associée. ARRIERE-PLAN TECHNIQUE Les hydrates de gaz (ou hydrates) sont des solides cristallins ayant l'apparence de glace ou de neige compacte. Ils sont constitués par des molécules d'eau formant, par liaisons hydrogène, des cages dans lesquelles sont piégées des molécules de gaz. Les molécules de gaz susceptibles de participer à la formation d'hydrates sont notamment les hydrocarbures légers, le sulfure d'hydrogène, le dioxyde de carbone, l'azote. Dans le cadre de la production d'hydrocarbures, on est amené à transporter par pipeline, parfois sur de longues distances, un effluent qui contient des hydrocarbures gazeux, de l'eau et divers autres gaz. A une composition d'effluent donnée correspond un diagramme thermodynamique de stabilité des hydrates selon la température et la pression. De manière générale, une haute pression et une basse température favorisent la formation des hydrates. Le plus souvent, les hydrates sont susceptibles de se former dans les conditions d'opération usuelles. Ceci constitue un problème bien connu dans le domaine de la production d'hydrocarbures, puisque la formation d'hydrates a pour conséquence l'apparition de particules solides pouvant rapidement conduire au colmatage de la ligne de production. Le problème est particulièrement aigu dans les environnements froids et donc dans le cadre de la production sous-marine ou dans des régions terrestres froides. R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 Plusieurs méthodes sont utilisées pour limiter, prévenir ou empêcher la formation d'hydrates. Il existe notamment des méthodes dites physiques, qui consistent par exemple à déshydrater ou sécher l'effluent pour ôter l'eau présente, ou encore à isoler thermiquement et/ou chauffer les conduites de transport, pour se placer dans des conditions dans lesquelles les hydrates ne peuvent pas exister. Toutefois ces procédés sont complexes et coûteux à mettre en oeuvre. D'autres méthodes sont dites chimiques et consistent en l'injection d'un ou plusieurs composés chimiques dans l'effluent. Ainsi il est connu d'injecter des inhibiteurs thermodynamiques (THI), tels que le méthanol ou autres alcools, ou le mono-éthylène glycol ou autres glycols, qui ont un effet de type antigel sur les hydrates. Ces inhibiteurs thermodynamiques doivent être injectés à forte dose (plusieurs dizaines de % massique par rapport à l'eau présente dans l'effluent pétrolier). D'autres inhibiteurs peuvent être utilisés à plus faible dose (de l'ordre de 0,5 à 3% massique par rapport à l'eau présente dans l'effluent pétrolier). Il s'agit des inhibiteurs de type LDHI (pour « low dose hydrate inhibitors »). Parmi ceux-ci, on compte les agents retardateurs de formation d'hydrates (connus dans le domaine sous le nom de KHI, pour « kinetic hydrate inhibitors ») et les anti-agglomérants. Les agents retardateurs de formation d'hydrates sont constitués d'une matière active et d'un solvant. Pour ce qui est de la matière active, il s'agit de préférence de polymères généralement hydrosolubles. Le solvant est quant à lui généralement de type glycol ou alcool lourd. Les agents retardateurs de formation d'hydrates permettent de retarder la formation des hydrates, notamment en inhibant l'étape de nucléation préalable à l'étape de croissance cristalline ; en adaptant la quantité d'agent retardateur aux conditions de température et pression et au temps de transit de l'eau dans les conduites à l'intérieur de la zone de stabilité des hydrates, on fait en sorte qu'à l'arrivée aux installations réceptrices et de traitement des effluents, les germes d'hydrates n'aient pas atteint leur taille critique. Les anti-agglomérants sont des polymères ou des tensioactifs, qui n'évitent pas la formation des cristaux d'hydrates mais empêchent leur croissance et leur agglomération, les hydrates étant alors transportés sous forme de boue ou de laitier (« slurry »). A titre d'exemples de documents décrivant différentes utilisations de composés inhibiteurs d'hydrates on peut citer les documents suivants : R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 A new generation of gas hydrate inhibitors, Kelland, Svartaas et Dybvik, SPE 30695 (1995) ; Low dosage hydrate inhibitors (LDHI) : further advances and developments in flow assurance technology and applications concerning oil and gas production systems, Clark et Anderson, IPTC 11538 (2007) ; Hydrate inhibition in gas wells treated with two low dosage inhibitors, Lovell et Pakulski, SPE 75668 (2002) ; WO 2004/022909 ; WO 2007/107502 ; WO 2005/042675 ; et WO 2006/048666. Toutefois, les méthodes chimiques impliquent en général une consommation importante de composés inhibiteurs d'hydrates, même lorsqu'il s'agit d'inhibiteurs dits à faible dosage (LDHI), en particulier dans le cas où une grande quantité d'eau est produite par le réservoir (usuellement cas des champs à huile). Il existe donc un réel besoin de mettre au point une méthode simple et efficace de protection contre le risque posé par les hydrates, n'impliquant pas une consommation élevée de composés chimiques. RESUME DE L'INVENTION L'invention concerne en premier lieu un procédé de production d'hydrocarbures, comprenant les étapes suivantes : extraction d'un fluide contenu dans une formation souterraine, ledit fluide comprenant de l'huile, du gaz et de l'eau ; séparation du fluide en une phase liquide et une phase gazeuse ; injection d'un composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse ; transport de la phase liquide dans une conduite de phase liquide et transport de la phase gazeuse dans une conduite de phase gazeuse ; récupération de la phase liquide et de la phase gazeuse à l'issue du transport. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend l'injection du composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide. Selon un mode de réalisation : - la phase liquide comprend une proportion massique de liquide d'au moins 90 %, de préférence d'au moins 95 %, de manière plus R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 particulièrement préférée d'au moins 98 % et idéalement d'au moins 99%;et - la phase gazeuse comprend une proportion massique de gaz d'au moins 90 %, de préférence d'au moins 95 %, de manière plus particulièrement préférée d'au moins 98 % et idéalement d'au moins 99%. Selon un mode de réalisation, le fluide est du gaz naturel ou un pétrole brut ou un condensat brut de production. Selon un mode de réalisation, le composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates est un composé inhibiteur thermodynamique des hydrates ou un composé inhibiteur cinétique des hydrates ou un composé anti-agglomérant, et de préférence est un composé anti-agglomérant. Selon un mode de réalisation, l'étape d'extraction du fluide et l'étape de séparation du fluide ont lieu en mer, sur le fond marin et / ou sur une plate-forme. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend une étape de récupération et de recyclage du composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates contenu dans la phase gazeuse et / ou dans la phase liquide à l'issue du transport. Selon un mode de réalisation, la phase liquide et / ou la phase gazeuse subissent une ou plusieurs étapes de traitement choisis parmi la désacidification, le séchage, la séparation en fractions, l'upgrading, le raffinage et la liquéfaction, à l'issue de leur récupération. L'invention concerne également une installation de production d'hydrocarbures comprenant : une unité de production comprenant : ^ des moyens d'extraction d'un fluide contenu dans une formation souterraine ; ^ des moyens de séparation du fluide en une phase liquide et une phase gazeuse ; ^ des moyens d'injection d'un composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse ; une unité de réception comprenant des moyens de réception et de traitement de phase liquide et des moyens de réception et de traitement de phase gazeuse ; une conduite de phase liquide adaptée à transporter une phase liquide de l'unité de production vers l'unité de réception ; R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 - une conduite de phase gazeuse adaptée à transporter une phase gazeuse de l'unité de production vers l'unité de réception. Selon un mode de réalisation, l'unité de production comprend des moyens d'injection de composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide. Selon un mode de réalisation, la conduite de phase liquide et la conduite de phase gazeuse présentent une longueur supérieure ou égale à 10 km ou supérieure ou égale à 50 km ou supérieure ou égale à 100 km. Selon un mode de réalisation, les moyens de séparation du fluide comportent un ballon de séparation gravitaire. Selon un mode de réalisation, l'unité de production est située en mer, sur une ou des plate-forme et / ou au fond de l'eau, et l'unité de réception est située à terre. Selon un mode de réalisation, l'unité de réception comprend des moyens de récupération et de recyclage de composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates. La présente invention permet de surmonter les inconvénients de l'état de la technique. Elle fournit plus particulièrement une méthode simple et efficace de protection contre le risque posé par les hydrates, n'impliquant pas une consommation élevée de composés chimiques. Ceci est accompli grâce à la séparation du fluide de production en une phase gazeuse et en une phase liquide, contenant essentiellement de l'eau et de l'huile. En transportant séparément ces deux phases, et donc en maintenant séparés l'eau et le gaz lors du transport, on peut limiter considérablement le risque de formation d'hydrates, et on diminue donc la quantité de composé chimique devant être injecté pour prévenir le risque posé par les hydrates. Selon certains modes de réalisation particuliers, l'invention présente également une ou de préférence plusieurs des caractéristiques avantageuses énumérées ci-dessous. Par rapport à la technique connue consistant à séparer l'eau des hydrocarbures au niveau du site de production et à éliminer l'eau avant le transport, l'invention propose une méthode beaucoup plus simple à mettre en oeuvre. En effet, l'invention nécessite uniquement une séparation liquide / gaz au niveau du site de production et non pas une séparation eau / huile / gaz, plus difficile à réaliser. Ainsi, l'invention est particulièrement avantageuse dans le cas d'une production en environnement difficile nécessitant l'implantation de R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 longues lignes de production, et plus particulièrement en mer. Du fait de sa simplicité, l'invention peut être mise en oeuvre avec des installations inhabitées. L'utilisation d'anti-agglomérants en tant que composés chimiques inhibiteurs d'hydrates est particulièrement avantageuse car leur rôle est de faciliter le transport des hydrates formés. En effet, on utilise une quantité d'anti-agglomérants adaptée à la quantité réelle d'hydrates formés dans les lignes de production. Ainsi, en limitant la quantité d'hydrate formés, on peut limiter la quantité d'antiagglomérants nécessaire à leur transport. L'injection d'anti-agglomérant dans la phase liquide permet d'accepter la formation des hydrates mais d'empêcher leur croissance de telle sorte que le mélange (slurry) formé reste parfaitement transportable. Dans le cas d'un transport polyphasique 15 gaz / eau / huile (état de la technique), la quantité d'anti-agglomérant serait à ajuster en fonction de la quantité d'eau totale, car du fait de la présence de quantités importantes de gaz, toute l'eau transportée est potentiellement transformable en hydrates. En revanche, selon l'invention, la quantité de gaz restante dans la phase liquide est 20 faible, et le risque hydrates est réduit. De la sorte, la quantité d'antiagglomérant est à ajuster en fonction de la quantité d'eau transformable en hydrates. Or, on estime que seule une minorité de l'eau (par exemple environ 20 %) est susceptible de former des hydrates, le reste de l'eau restant de toute façon sous forme liquide. 25 En conséquence, la quantité d'anti-agglomérant injecté est réduite par rapport à l'état de la technique. BREVE DESCRIPTION DES FIGURES La figure 1 représente de manière schématique une installation selon 30 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. 35 En faisant référence à la figure 1, l'installation selon l'invention comprend une unité de production 6 et une unité de réception 7. L'unité de production 6 comprend des équipements au voisinage du site d'extraction lui- R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 même, tandis que l'unité de réception 7 comprend des équipements distants du site d'extraction. Par exemple, pour une exploitation en mer (offshore), l'unité de production 6 est typiquement située en mer (en partie sur une plate-forme et en partie au fond de l'eau) et l'unité de réception 7 à terre. L'unité de production 6 comprend des moyens d'extraction 1, qui permettent d'extraire un fluide de la formation souterraine. Dans le cadre de l'invention, ce fluide comprend des hydrocarbures et de l'eau. La présence de fractions solide, liquide et / ou gazeuse dans les hydrocarbures extraits dépend de la température et de la pression considérées. Dans le cadre de l'invention, les hydrocarbures extraits comprennent au moins une fraction liquide (également appelée huile ou condensat) et une fraction gazeuse, la composition des hydrocarbures extraits dépendant des caractéristiques thermodynamiques du fluide réservoir et des conditions thermodynamiques de leur mise en production. Le fluide extrait peut être qualifié de gaz naturel ou de pétrole brut de production ou de condensat brut de production, selon le type d'hydrocarbures majoritairement présents dans le fluide. L'unité de production 6 comprend des moyens de séparation du fluide en une phase liquide et une phase gazeuse 2. Ces moyens de séparation 2 peuvent comprendre un ou plusieurs ballons de séparation gravitaire ou d'autres dispositifs tels que des dispositifs de séparation cyclonique. Pour des raisons de simplicité, les ballons de séparation gravitaire sont préférés. Ces ballons peuvent notamment être utilisés dans un environnement sous-marin. La phase gazeuse comprend essentiellement des hydrocarbures gazeux et d'autres gaz contaminants (azote, dioxyde de carbone, sulfure d'hydrogène, mercaptans et autres). Elle peut également comprendre des traces de fraction liquide (hydrocarbure liquide et/ou eau). De préférence, la phase gazeuse comprend au moins 90 %, au moins 95 %, au moins 98 % ou au moins 99 % -de gaz, en masse, à l'issue de la séparation. La phase liquide comprend essentiellement des hydrocarbures liquides ou solides et de l'eau. Elle peut également comprendre des traces de fraction gazeuse. De préférence, la phase liquide comprend au moins 90 %, au moins 95 %, au moins 98 % ou au moins 99 % de liquide, en masse, à l'issue de la séparation. La phase liquide et la phase gazeuse sont transportées séparément jusqu'à l'unité de réception 7 par l'intermédiaire d'au moins deux conduites séparées, respectivement une conduite de phase liquide 4a et une conduite R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 de phase gazeuse 4b. Dans le cas d'une exploitation en mer, les conduites de transport 4a, 4b sont en partie au moins sous-marines. Selon l'invention, il n'y a pas de séparation de l'eau avant le transport. L'eau contenue dans le fluide extrait de la formation souterraine est transportée avec les hydrocarbures, essentiellement dans la phase liquide. De préférence, au moins 90 % ou au moins 95 % ou au moins 98 % ou au moins 99 % en masse de l'eau contenue dans le fluide extrait est transportée avec la phase liquide dans la conduite de phase liquide 4a. Préalablement à l'étape de transport de la phase liquide et de la phase solide, un composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates est ajouté. Cet ajout peut être effectué avant la séparation liquide / gaz. Toutefois, il est préféré que cet ajout soit effectué après la séparation liquide / gaz. Dans ce cas, le composé peut être ajouté dans la phase liquide ou dans la phase gazeuse ou de préférence dans les deux, par des moyens d'injection de composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates 3a, 3b. Le composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates peut être un inhibiteur thermodynamique d'hydrates (THI), par exemple le méthanol ou un autre alcool, ou encore le mono-éthylène glycol ou un autre glycol. Dans ce cas, le composé peut être ajouté à une teneur massique de 10 à 100 % par rapport à la quantité d'eau présente dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse. Alternativement, le composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates peut être un composé inhibiteur cinétique également appelé agent retardateur de formation d'hydrates ou KHI, et par exemple un polymère généralement hydrosoluble et un solvant de type glycol ou alcool lourd. Le polymère peut être par exemple le poly(N-méthylacrylamide), le poly(N,N- diméthylacrylamide), le poly(N-éthylacrylamide), le poly(N,N- diéthylacrylamide), le poly(N-méthyl-N-vinylacétamide), la poly(2- éthyloxazoline), la poly(N-vinylpyrrolidone), le poly(N-vinylcaprolactame), l'hydroxyéthylcellulose, un dérivé de polyvinylméthacrylate tel que le poly(2-(diméthylamino) éthylméthacrylate), un dérivé amide de terpolymère d'anhydride maléique ou un polyesteramide hyperbranché (hybrane). Dans ce cas, le composé peut être ajouté à une teneur massique de 0,5 à 3 % par rapport à la quantité d'eau présente dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse. Alternativement, le composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates peut être un anti-agglomérant, et par exemple un polymère ou un tensioactif. Il peut s'agir par exemple d'un sel quaternaire d'ammonium, de R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 phosphonium ou de sulfonium avec des substituants alkyles. Des exemples d'anti-agglomérants appropriés figurent dans les documents WO 2005/042675 et WO 2007/107502. Dans ce cas, le composé peut être ajouté à une teneur massique de 0,5 à 3 % par rapport à la quantité d'eau transformable en hydrates dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse, ce qui est peut être très inférieur aux teneurs généralement nécessaires dans l'état de la technique, à savoir 0,5 à 3% par rapport à la quantité d'eau totale. L'unité de réception 7 comporte des moyens de réception et de traitement de phase liquide 5a et des moyens de réception et de traitement de phase gazeuse 5b, qui peuvent comprendre : des moyens de récupération et de recyclage du composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates (pouvant comprendre des moyens de distillation et / ou des moyens de séparation membranaire, de séparation cryogénique, de précipitation, de chauffage ou autres, ainsi qu'éventuellement au moins une ligne de recyclage retournant le composé récupéré vers l'unité de production 6) ; des moyens de désacidification (notamment pour la phase gazeuse) ; des moyens de séchage ou déshydratation ; des moyens de fractionnement ; des moyens de liquéfaction (pour les hydrocarbures contenus dans la phase gazeuse) ; des moyens d'upgrading et / ou de raffinage (pour les hydrocarbures contenus dans la fraction liquide). R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 REVENDICATIONS1. Procédé de production d'hydrocarbures, comprenant les étapes suivantes : extraction d'un fluide contenu dans une formation souterraine, ledit fluide comprenant de l'huile, du gaz et de l'eau ; séparation du fluide en une phase liquide et une phase gazeuse ; injection d'un composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse ; transport de la phase liquide dans une conduite de phase liquide et transport de la phase gazeuse dans une conduite de phase gazeuse ; récupération de la phase liquide et de la phase gazeuse à l'issue du transport. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant l'injection du composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide. 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel : la phase liquide comprend une proportion massique de liquide d'au moins 90 %, de préférence d'au moins 95 %, de manière plus particulièrement préférée d'au moins 98 % et idéalement d'au moins 99%;et la phase gazeuse comprend une proportion massique de gaz d'au moins 90 %, de préférence d'au moins 95 %, de manière plus particulièrement préférée d'au moins 98 % et idéalement d'au moins 99%. 4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel le fluide est du gaz naturel ou un pétrole brut ou un condensat brut de production. 5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel le composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates est un composé inhibiteur thermodynamique des hydrates ou un composé inhibiteur cinétique des hydrates ou un composé anti-agglomérant, et de préférence est un composé anti-agglomérant. R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 11 6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, dans lequel l'étape d'extraction du fluide et l'étape de séparation du fluide ont lieu en mer, sur le fond marin et / ou sur une plate-forme. 7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, comprenant une étape de récupération et de recyclage du composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates contenu dans la phase gazeuse et / ou dans la phase liquide à l'issue du transport. 8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, dans lequel la phase liquide et / ou la phase gazeuse subissent une ou plusieurs étapes de traitement choisis parmi la désacidification, le séchage, la séparation en fractions, l'upgrading, le raffinage et la liquéfaction, à l'issue de leur récupération. 9. Installation de production d'hydrocarbures comprenant : une unité de production (6) comprenant : ^ des moyens d'extraction d'un fluide contenu dans une formation souterraine (1) ; ^ des moyens de séparation du fluide (2) en une phase liquide et une phase gazeuse ; ^ des moyens d'injection d'un composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse (3a, 3b) ; une unité de réception (7) comprenant des moyens de réception et de traitement de phase liquide (5a) et des moyens de réception et de traitement de phase gazeuse (5b) ; une conduite de phase liquide (4a) adaptée à transporter une phase liquide de l'unité de production (6) vers l'unité de réception (7) ; une conduite de phase gazeuse (4b) adaptée à transporter une phase gazeuse de l'unité de production (6) vers l'unité de réception (7). 10. Installation selon la revendication 9, dans laquelle l'unité de production (6) comprend des moyens d'injection de composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide. R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 11. Installation selon la revendication 9 ou 10, dans laquelle la conduite de phase liquide (4a) et la conduite de phase gazeuse (4b) présentent une longueur supérieure ou égale à 10 km ou supérieure ou égale à 50 km ou supérieure ou égale à 100 km. 12. Installation selon l'une des revendications 9 à 11, dans laquelle les moyens de séparation du fluide (2) comportent un ballon de séparation gravitaire. 10 13. Installation selon l'une des revendications 9 à 12, dans laquelle l'unité de production (6) est située en mer, sur une ou des plate-forme et / ou au fond de l'eau, et l'unité de réception (7) est située à terre. 14. Installation selon l'une des revendications 9 à 13, dans laquelle l'unité 15 de réception (7) comprend des moyens de récupération et de recyclage de composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates. R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010