EP0662997A1 - Procede de stabilisation des petroles bruts a la sortie du puits d'extraction et son dispositif de mise en oeuvre - Google Patents

Procede de stabilisation des petroles bruts a la sortie du puits d'extraction et son dispositif de mise en oeuvre

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EP0662997A1
EP0662997A1 EP94923753A EP94923753A EP0662997A1 EP 0662997 A1 EP0662997 A1 EP 0662997A1 EP 94923753 A EP94923753 A EP 94923753A EP 94923753 A EP94923753 A EP 94923753A EP 0662997 A1 EP0662997 A1 EP 0662997A1
Authority
EP
European Patent Office
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crude oil
column
hydrocarbons
cut
native
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EP94923753A
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German (de)
English (en)
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EP0662997B1 (fr
Inventor
Jean-Paul Gourlia
Jacques Tournier Lasserve
Georges Bihn-Cirlot
Jean Vandermeersch
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Societe National Elf Aquitaine
Societe Nationale Elf Aquitaine Production SA
Original Assignee
Societe National Elf Aquitaine
Societe Nationale Elf Aquitaine Production SA
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Publication date
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Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • C10G7/02—Stabilising gasoline by removing gases by fractioning
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well

Definitions

  • the present invention relates to a method for stabilizing crude oils at the outlet of the extraction well and the device for implementing the method.
  • the crude oil stabilization process is understood to mean the operation which consists in reducing the flow pressure of the crude oil leaving the well, generally between 10 and 100 bars at atmospheric pressure, while respecting a Reid vapor pressure of the around 0.69 bar at 38 ° C determined by API standard D323 while limiting losses to the atmosphere of light hydrocarbons, especially C 3 + hydrocarbons, that is to say made up of three to seven atoms of carbon commonly known as C 3 , C 4 , C5, CQ and C 7 .
  • C 3 + hydrocarbons that is to say made up of three to seven atoms of carbon commonly known as C 3 , C 4 , C5, CQ and C 7 .
  • it is sought to maximize the production of crude oil by trying to recover the maximum of 0 3 + but by obtaining a stabilized crude oil which does not degas or very weakly.
  • the aim of the present invention is therefore to obtain a stabilized crude oil in which a maximum of C 4 + hydrocarbons will be recovered, that is to say the C 4 to C 7 hydrocarbons, generally not fully recovered. by techniques known to a person skilled in the art and adjusting the quantity of C 3 hydrocarbons in order to obtain the optimum Reid vapor pressure for its storage or subsequent transport.
  • the present invention therefore relates to a process for stabilizing crude oils at the outlet of the extraction well, characterized in that it comprises at least one separation step consisting in distilling under pressure the native crude oil coming from the extraction well. in at least one distillation column, in at least two sections, including a gaseous section of C- hydrocarbons
  • the cut of stabilized crude oil is drawn off at the bottom of the column.
  • the distillation is carried out in a conventional manner known to those skilled in the art, whether the column is lined with trays or includes packings.
  • we will create a liquid reflux at the top of the column and an upward flow of vapor, against the current of the liquid reflux, at the bottom of the column.
  • part of the stabilized crude oil withdrawn at the bottom of the column after vaporization of the latter is reinjected at the bottom of the column.
  • the part of the column located above the injection point of the native crude oil has the function of separating the hydrocarbons from C-
  • the part of the column located below this said injection point has the function of eliminating the hydrocarbons in Cj, C 2 and part of the C 3 from the crude oil, which allows the adjustment of the vapor pressure stabilized crude oil.
  • the method according to the invention will advantageously include at least one decompression step, before the separation step.
  • This decompression step will consist in partially degassing said native crude oil, in essentially absorbing the hydrocarbons from C 4 to C 7 , vaporized during the degassing, in a hydrocarbon absorption liquid stable at the pressure and the temperature of the enclosure, mixing said absorption liquid loaded with C 4 to C hydrocarbons recovered with degassed crude oil, and decanting part of the reservoir water extracted from the well with said native crude oil.
  • the different operations can occur simultaneously in the same enclosure or in separate enclosures.
  • the crude oil is decompressed for a decompression rate corresponding to the ratio of the inlet pressure to the outlet pressure of the crude oil between 1 and 7.
  • the absorption liquid is introduced against the current of the gas flow to trap the C 4 to C 7 hydrocarbons degassed during the decompression of the crude oil.
  • the absorption liquid according to the invention is a hydrocarbon from the group consisting of the distillation cuts of stabilized crude oil and the stabilized crude oil itself.
  • the native crude oil entering the column is distilled in at least three sections, a gaseous section of C- hydrocarbons
  • the gas cut is fractionated so as to be able to create at the top of the column a liquid reflux of C 4 and C 5 hydrocarbons containing a little of C 3 hydrocarbons.
  • Part of the heavy cut of hydrocarbon withdrawn is vaporized, then reinjected into the column in order to create the rising steam flow necessary for the proper functioning of the column to be distilled.
  • This heavy cup, drawn at the bottom of the column is, for its almost all, advantageously recycled as an absorption liquid for the decompression step, which avoids any consumption of additional product generating additional operating costs.
  • the minimum pressure inside the distillation column is chosen so as to avoid reaching a temperature below 0 ° C in column head.
  • the internal pressure of the column will generally be between 4 bars and 15 bars.
  • Another object of the invention is the device implementing said method.
  • This device is characterized in that it comprises at least one distillation column comprising a pipe bringing the charge of crude oil to be distilled, and at least two withdrawal pipes, one for the gaseous cutting of C 4 hydrocarbons and at C 5 , containing a part of C 3 hydrocarbons at the top of the column and the other, for cutting crude oil below the point of injection of the native crude oil into the column.
  • This distillation column is connected at the top of the column, to at least one selective separation circuit by the draw-off line of the gas cut and by an injection line for the liquid hydrocarbons mainly of C 4 and C 5 , located below. the point of withdrawal of said gaseous cut in the column.
  • the selective separation circuit advantageously comprises at least one selective separator of gaseous hydrocarbons chosen from the group of separators consisting of cryogenic groups, adsorption / desorption reactors, separators with selective membranes, and at least one gas / liquid condenser .
  • the invention comprises at least one adsorption / desorption reactor filled with at least one adsorbent chosen from the group consisting of active carbon, wool residues and molecular sieves.
  • the circuit comprises at least two activated carbon reactors operating alternately for the continuous implementation of the gas adsorption / desorption process, as a selective gas adsorber reactor or as desorber reactor.
  • a vapor current is sent to the activated carbon, which requires an additional phase of drying of the latter.
  • the sum of the times of desorption of the gases and drying of the activated carbon is at most equal to the time of adsorption of these, the operations of desorption and drying of the first reactor will occur easily while the gases are adsorbed on activated carbon from the second reactor.
  • the present device advantageously comprises upstream of the distillation column a partial decompression unit of native crude oil, constituted by an enclosure in the shape of an ovoid balloon comprising in its upper part an appendage comparable to a mini-column distillation of at least two theoretical plates, said enclosure comprising an inlet pipe for native crude oil, a pipe for discharging decanted water in its lower part, an outlet pipe for decompressed crude oil, added with the liquid absorption charged with C 4 ′ to C 7 hydrocarbons, a discharge line for light hydrocarbons, mainly C 1 and C 2 hydrocarbons, at the upper end of the appendix, and an inlet pipe for the absorption liquid.
  • a partial decompression unit of native crude oil constituted by an enclosure in the shape of an ovoid balloon comprising in its upper part an appendage comparable to a mini-column distillation of at least two theoretical plates, said enclosure comprising an inlet pipe for native crude oil, a pipe for discharging decanted water in its lower part, an outlet pipe
  • the partial decompression unit for native crude oil can be replaced by a partial decompression circuit comprising a device characterized in that it comprises, upstream of the distillation column, a partial decompression circuit native crude oil constituted by a decompression chamber for native oil connected by a gas evacuation pipe to a separation-absorption column for degassed C ⁇ to C 7 hydrocarbons comprising a gas outlet pipe from C 1 to C 3 , an inlet pipe for the absorption liquid and an outlet pipe for the absorption liquid loaded with hydrocarbons from C to C 7 , and by a pipe for discharging the decompressed crude oil to a mixing / decanting enclosure comprising a inlet pipe for the absorption liquid loaded with hydrocarbons from C to C 7 , an outlet pipe for decanted water and an outlet pipe for the mixture crude oil - absorption liquid to be distilled.
  • a partial decompression circuit native crude oil constituted by a decompression chamber for native oil connected by a gas evacuation pipe to a separation-absorption column for
  • the line for withdrawing stabilized crude oil is located at the bottom of the column.
  • the distillation column is then connected at the bottom of the column, to a circuit for recycling a part of the stabilized crude oil equipped with a reboiler by the line for withdrawing the stabilized crude oil and by a line for injecting the vaporized crude oil. , located above said draw-off line.
  • the distillation column comprises at least three withdrawal pipes, one for the gas cut at the head of the column, one for the crude oil stabilized in the middle part of the column, and finally one for the heavy cutting of hydrocarbons at the bottom of the column.
  • the outlet pipe of said heavy cup is connected to the inlet pipe of the absorption liquid in the enclosure of the decompression unit, to recycle the heavy cut of hydrocarbons as absorption liquid.
  • the distillation column is connected, at the head of the column, to a circuit for selective separation of the gaseous cut by the withdrawal and injection pipes previously described, and, at the bottom of column, to a recycling circuit comprising a reboiler by the draw-off line for said heavy cut and by an injection line situated above this draw-off point.
  • the column can be connected in its middle part to a stabilized crude oil recycling circuit equipped with a reboiler by a second draw-off line located at the same level as the stabilized crude oil draw-off line, and by a line d injection of the vaporized crude oil located above this so-called second draw-off line.
  • This recycle of stabilized vaporized crude oil improves the economy of the stabilization process according to the invention.
  • This recycle has the effect of heating the charge of the crude oil / adsorption liquid mixture entering the column.
  • the device of the invention in order to limit the energy consumption for the vaporization of the heavy cut in the reboiler of the recycle circuit, it is advantageous to replace the plates or the lining present in the part median of the column, above the point of withdrawal of stabilized crude oil, by a material and heat exchange device which has the same separation function as the plates or the lining but which also makes it possible to heat the load in the column.
  • the device further comprises at least two exchangers, the first being placed on the pipe bringing the absorption liquid into the decompression chamber in order to cool it to the maximum and the second on the stabilized crude oil evacuation pipe to bring the latter to the required storage temperature.
  • the method according to the invention and its device can be easily transposed by a person skilled in the art to the treatment of condensate fields which are essentially gas deposits containing hydrocarbons from Ci to C 4 . In these fields, the aim is not to stabilize fluids but to recover liquid condensates from C 4 to Ce hydrocarbons.
  • a hydrocarbon fraction distilling between 200 and 300 ° C., preferably gas oil will be introduced into the fluids to be distilled and recycled as adsorption liquid.
  • Figure 1 shows a first device
  • Figure 2 shows a selective device separation circuit.
  • Figure 3 shows a second device of the invention.
  • the device in FIG. 1 comprises a decompression unit 1 for the native crude oil arriving via line 3, and a distillation column 2 sized to have 10 to 30 theoretical plates, connected to unit 1 by line 7.
  • L unit 1 is a closed enclosure, constituted by a balloon surmounted by a mini-column 1b, dimensioned for at least two theoretical plates.
  • the native crude oil expanded through the valve 4 and entering the balloon la through line 3, is decompressed. Under the effect of decompression, part of the C 4 to C 7 hydrocarbons is vaporized and entrained in the mini-column 1b where these hydrocarbons are separated. Part of the hydrocarbons from C 4 to C 7 thus fall back into the balloon la.
  • a hydrocarbon liquid, called absorption liquid stable at the temperature and at the pressure of the enclosure l, is injected against the flow of the gas flow, near the evacuation point of non-condensable Ci and C 2 hydrocarbons, via line 6, at the head of the mini-column via line 8.
  • the absorption liquid mixes with the petroleum raw and with non-decanted deposit water, the assembly being evacuated from enclosure 1 via line 7.
  • the water decanted into the flask 1a is evacuated via line 5.
  • the water / crude oil / absorption liquid mixture may pass through an exchanger 27 making it possible to lower the temperature of the mixture before it enters the distillation column 2.
  • the cut of hydrocarbons from C-- to C5 is evacuated via line 11 then sent to a selective separation unit 13 which will make it possible to recover all the condensed hydrocarbons in C 4 and C 5 and a portion of C 3 hydrocarbons which will be directed to a buffer tank 16 via line 15, then reinjected at the top of the column via line 18 in order to create a liquid reflux therein.
  • a valve judiciously placed on the pipe 11 makes it possible to regulate the internal pressure of the distillation column 2.
  • and C 2 and the rest of the non-recovered C 3 hydrocarbons are evacuated from the separation unit 13 via line 14 to be, for example, burnt with a torch.
  • the stabilized crude oil is removed by the withdrawal line 9, then its temperature is lowered by passing it through the exchanger 10 to bring it back to an acceptable temperature for its storage.
  • a second withdrawal of the stabilized crude oil is done at the same level as the previous one, via line 24.
  • the oil passes through a reboiler 25 in which it partially vaporizes, before be reinjected into column 2 above its draw-off point via line 26.
  • the reinjection of partially vaporized crude oil allows better separation from light hydrocarbons in C-
  • the reactor 13a corresponds to a phase of adsorption of the hydrocarbons from C-- to C5 withdrawn from the distillation column 1 via line 11, the reactor
  • the reactor 13c corresponds to a phase of drying of the activated carbon by dry gaseous hydrocarbons, not previously trapped on the activated carbon, that is to say say hydrocarbons in C-
  • the line 30 brings steam generated for example by a boiler, on the activated carbon of the reactor 13b via the line 30b, the valves of the lines 30a and 30b of access to the reactors 13a and 13b being closed.
  • the absorbed hydrocarbons are desorbed, preferably those in C 3 , then those in C 4 and finally those in C5 and are directed via the line
  • the recycled dry gaseous hydrocarbons arriving in reactor 13c via line 33c are evacuated via line 14c, the valves of lines 15c and 31c being closed. They are taken to line 14 to be burnt with a torch.
  • the device of FIG. 3 comprises a decompression circuit comprising a partial decompression chamber 31 connected on the one hand to the inlet pipe 3 of the native crude oil and on the other hand to a separation-absorption column 35 of the hydrocarbons of C ⁇ to C 7 degassed and to a mixing / decantation enclosure 38, said column 35 being itself connected to said enclosure 38, and a distillation column 2.
  • the native crude oil arriving via line 3 is expanded in the partial decompression chamber 31.
  • the hydrocarbons from C 4 to C 7 are vaporized and entrained with the light hydrocarbons from C x to C 3 via the outlet pipe to the column separation-absorption 35 which passes through the exchanger 33a and the valve 33b.
  • the C 2 to C 3 hydrocarbons are evacuated via the outlet pipe 36, the absorption liquid is introduced through the inlet pipe 48 and finally, the absorption liquid loaded with C 4 hydrocarbons to C 7 recovered is evacuated by the outlet pipe 37 connected to the inlet pipe to the mixing / decantation enclosure 38.
  • the partially decompressed crude oil in enclosure 31 is sent via line 32 to the mixing / decantation enclosure 38 where it is mixed with the absorption liquid loaded with C 4 to C 7 hydrocarbons then discharged via line 7.
  • Decanted native water is discharged through line 34 of enclosure 31 and through line 39 of enclosure 38.
  • the water / crude oil / absorption liquid mixture passes through a exchanger 27 to lower the temperature of the mixture before it enters column 2.
  • the cut of hydrocarbon from C to C 5 is evacuated via line 11 then sent to a selective separation unit 13 comprising a line 14 for evacuating hydrocarbons from C 1 to C 3 and a line 15 bringing back the condensed C 4 and C 5 hydrocarbons still charged with C 3 hydrocarbons towards a depropanizer 45.
  • the major part of the purified C and C 5 hydrocarbons are reinjected at the top of the column via the pipes 49 then 18.
  • the depropanizer operating as a distillation column comprises a reboiling circuit (line 50, reboiler 50a) at the bottom of the depropanizer and a recycle circuit connected by lines 46 and 47a to the head of the depropanizer comprising an air cooler 46a.
  • the stabilized crude oil is recovered at the bottom of column 2 via line 28 connected on the one hand to a reboiling circuit via line 40, comprising a reboiler 40a.
  • Another part of the stabilized crude oil discharged from the enclosure 43 via the pipe 44 is recycled to the column 35 as absorption liquid. It can be partially loaded with C 2 to C 4 hydrocarbons coming from the depropanizer 45 via the pipe 47b.
  • the use of a depropanizer 45 is particularly advantageous because only the hydrocarbons of interest are back in the distillation column 2 and it also makes it possible to limit the size of the unit of selective separation. Furthermore, this depropanizer 45 provides good flexibility making it possible to produce either only crude oil, or simultaneously liquefied gases and crude oil.
  • the present example aims to compare the performance of the method according to the invention with that of the prior art used.
  • a system of at least three flash balloons is installed making it possible to decompress native crude oil, with departures of decompression vapors charged essentially gases such as nitrogen, carbon dioxide and C 1 and C 2 hydrocarbons for the first balloon, heavier hydrocarbons for the other balloons.
  • the native crude oil comes out with a pressure of 40 bars, at a temperature of around 48 ° C and a flow rate of around 350t / h (ton / hour).
  • the pressure is reduced to 27 bars, the vaporized gases are evacuated from the balloon, then led to the torch to be burned, while the decompressed crude oil is directed to a second decompression tank.
  • the crude oil is decompressed from 27 to 6 bars; as before, the vaporized gases are sent to the torch and the decompressed crude oil is sent to a third and final balloon in which its pressure is reduced to 1.2 bar.
  • the native crude oil sent to enclosure 1 is decompressed from 40 to 27 bars, only the gaseous hydrocarbons in Ci and C 2 are vaporized and evacuated towards the torch to be burned there with a flow of
  • the crude oil added with the absorption liquid loaded with C 3 , C 4 and C 5 hydrocarbons is discharged from the enclosure 1 at a flow rate of 382 t / h and a temperature of 48 ° C. It is cooled to 40 ° C in the exchanger 8, then is introduced into the distillation column.
  • the stabilized crude oil is collected at a temperature of 117 ° C, at atmospheric pressure and at a flow rate of 293 t / h through line 9 at the outlet of the column.
  • the Reid vapor pressure of the recycle in the middle of the column is of the order of 0.69 bar at 38 ° C and the pressure in the column is 8.5 bar.
  • the table below shows the recovery rates of vaporizable C 4 to C 7 hydrocarbons for the stabilization process corresponding to the prior art (A) and the stabilization process according to the invention (X).

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Abstract

Procédé de stabilisation d'un pétrole brut à la sortie d'un puits caractérisé en ce qu'il comprend au moins une étape de séparation consistant à distiller sous pression ledit pétrole brut dans au moins une colonne à distiller, en au moins deux coupes, dont une coupe gazeuse d'hydrocarbures de C1 à C5 récupérée en tête de colonne, et une coupe de pétrole brut stabilisé récupérée au-dessous du point d'injection du pétrole brut natif dans la colonne. Avantageusement, le procédé comprend au moins une étape de décompression précédant l'étape de séparation.

Description

PROCEDE DE STABILISATION DES PETROLES BRUTS
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 C3+, c'est-à-dire constitués de trois à sept atomes de carbone communément appelés C3, C4, C5, CQ etC7. Bien entendu par un tel procédé, on cherche à maximiser la production de pétrole brut en essayant de récupérer le maximum de 03+ 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 C3-, c'est-à-dire des hydrocarbures constitués de moins de trois atomes de carbone soit C3, C2 et C-|.
Cependant, par flashs successifs, il est impossible de dégazer le pétrole brut en se limitant seulement aux hydrocarbures en C3-, il y a fatalement des entraînements d'hydrocarbures en C3+ dans les gaz qui ne sont pas récupérés et des hydrocarbures en C3- restent dilués dans le pétrole brut. Ce procédé par flashs ne permet pas de séparer sélectivement des hydrocarbures C3- du pétrole brut sans dégazer d'autres produits à plus forte valeur ajoutée. La présence de C3" dans le pétrole brut stabilisé le rend plus sensible aux variations de température et de pression lors des opérations ultérieures, puisque ceux-ci, les C3", 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 C4+, c'est-à-dire les hydrocarbures de C4 à C7, généralement non totalement récupérés par les techniques connues de l'homme du métier et ajuster la quantité d'hydrocarbures en C3 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 C5 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 C3", l'autre des hydrocarbures en C4, C5, et une partie des hydrocarbures en C3. Seule la fraction contenant les hydrocarbures en C4 et C5 est récupérée puis condensée et enfin réinjectée en tête de colonne. Cette séparation sélective en deux fractions d'hydrocarbures en C3" et, en C et C5, 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 C5 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, C2 et une partie des C3du 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 C4 à C7, 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 C4 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 C4 à C7 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 C5 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 C6 et en C7.
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 C4 et en C5 contenant un peu d'hydrocarbures en C3.
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 C4 et en C5, contenant une partie d'hydrocarbures en C3 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 C4 et C5, 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 C3 dans les hydrocarbures recyclés en tête de colonne, on disposera avantageusement en aval dudit séparateur sélectif sur le circuit ramenant des hydrocarbures en C4 et C5, 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 C4 ' à C7, une conduite d'évacuation des hydrocarbures légers, majoritairement des hydrocarbures en Ci et C2, 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 C7 dégazés comprenant une conduite de sortie des gaz de C1 à C3, une conduite d'entrée du liquide d'absorption et une conduite de sortie du liquide d'absorption chargé en hydrocarbures de C à C7, 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 C7, 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 C4. Dans ces champs, on ne cherche pas la stabilisation des fluides mais une récupération des condensats liquides d'hydrocarbures de C4 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 C4 à C7 est vaporisée et entraînée dans la mini-colonne lb où ces hydrocarbures sont séparés. Une partie des hydrocarbures de C4 à C7 retombent ainsi dans le ballon la. Pour récupérer la totalité de ces hydrocarbures de C4 à C7, 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 C2 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 C4 et C5 et une partie d'hydrocarbures en C3 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 C2 et le reste des hydrocarbures en C3 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-| et
C2 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 C2.
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 03+, préférentiellement ceux en C5, puis ceux en C4, et enfin partiellement ceux en C3 seront piégés sur le charbon actif, tandis que les hydrocarbures gazeux en Ci et C2 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 C3, puis ceux en C4 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 C2 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 Cα à C7 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 C4 à C7 sont vaporisés et entraînés avec les hydrocarbures légers de Cx à C3 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 C2 à C3 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 C4 à C7 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 C4 à C7 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 C5 est évacuée par la conduite 11 puis envoyée dans une unité de séparation sélective 13 comprenant une conduite 14 d'évacuation des hydrocarbures de C1 à C3 et une conduite 15 ramenant les hydrocarbures condensés en C4 et C5 chargés encore d'hydrocarbures en C3 vers un dépropaniseur 45. La majeure partie des hydrocarbures en C et C5 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 C3 à C8, 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 C2 à C4 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 C2 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 C2 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 C3, C4 et C5 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 C4 à C7 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 C3+ sont récupérés, pour une tension de vapeur Reid de 0,69 bar.

Claims

REVENDICATIONS
- Procédé de stabilisation d'un pétrole brut à la sortie d'un puits caractérisé en ce qu'il comprend au moins une étape de séparation consistant à distiller sous pression ledit pétrole brut dans au moins une colonne à distiller, en au moins deux coupes, dont une coupe gazeuse d'hydrocarbures de C-] à C5 récupérée en tête de colonne, et une coupe de pétrole brut stabilisé récupérée au-dessous du point d'injection du pétrole brut natif dans la colonne.
- Procédé selon la revendication 1 caractérisé en ce que le pétrole brut natif est distillé en deux coupes, ladite coupe gazeuse en tête de colonne et la coupe de pétrole brut stabilisé en fond de colonne.
- Procédé selon la revendication 2 caractérisé en ce qu'une partie de la coupe de pétrole brut stabilisé est vaporisée puis réinjectée en fond de colonne.
- Procédé selon la revendication 1 caractérisé en ce que la coupe gazeuse est séparée sélectivement en deux fractions, l'une constituée des hydrocarbures légers en C3-, l'autre des hydrocarbures en C4, C5 et une partie des hydrocarbures en C3.
- Procédé selon la revendication 4 caractérisé en ce que seule la fraction contenant les hydrocarbures en C4 et C5 est récupérée, puis condensée et enfin réinjectée en tête de colonne.
- Procédé selon l'une des revendication 4 et 5 caractérisé en ce que la séparation sélective de la coupe gazeuse est obtenue par une méthode choisie dans le groupe constitué par la cryogénie, 1'adsorption/désorption, la séparation des gaz sur membrane et par toute autre méthode permettant une séparation sélective de ces gaz. 7 - Procédé selon l'une des revendications 4 et 5 caractérisé en ce que la fraction contenant des hydrocarbures de C3 à C5 est dépropanisée.
8- Procédé selon la revendication 1 caractérisé en ce que, préalablement à l'étape de séparation, il comprend au moins une étape de décompression du pétrole brut natif sortant du puits consistant à dégazer partiellement ce dit pétrole brut natif, à absorber essentiellement les hydrocarbures de C4 à C7 vaporisés dans un liquide d'absorption, à mélanger ce dit liquide d'absorption chargé en hydrocarbures de C4 à C7 au dit pétrole dégazé et à décanter une partie de l'eau de gisement extraite du puits avec ledit pétrole brut natif.
9- Procédé selon les revendications 1 et 8 caractérisé en ce que les opérations de dégazage, d'absorption, de mélange et de décantation se produisent simultanément dans une même enceinte, ou dans des enceintes séparées.
10- Procédé selon les revendications 1, 8 et 9 caractérisé en ce que le pétrole brut natif est décompressé pour un taux de décompression compris entre 1 et 7.
11- Procédé selon l'une des revendications 1, 7 et 8 caractérisé en ce qu'on introduit le liquide d'absorption à contre-courant du flux gazeux pour piéger les hydrocarbures de C4 à C7 dégazés lors de la décompression du pétrole brut natif.
12- Procédé selon la revendication 11 caractérisé en ce que le liquide d'absorption est un hydrocarbure du groupe constitué par les coupes de distillation du pétrole brut stabilisé ou le pétrole brut stabilisé.
13- Procédé comprenant une étape de décompression suivie par une étape de séparation selon l'une des revendications 1 à 12, caractérisé en ce que le pétrole brut natif entrant dans la colonne de distillation est distillé en au moins trois coupes, une coupe gazeuse d'hydrocarbures de Ci à C5 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, constituée majoritairement d'hydrocarbures ayant au moins huit atomes de carbone par molécule.
14- Procédé selon la revendication 13 caractérisé en ce qu'une partie de la coupe lourde d'hydrocarbures est vaporisée puis réinjectée en fond de colonne.
15- Procédé selon l'une des revendications 13 et 14 caractérisé en ce que ladite coupe lourde est recyclée comme liquide d'adsorption dans l'étape de décompression.
16- Procédé selon la revendication 13 caractérisé en ce que une partie de la coupe de pétrole brut stabilisé est vaporisée et réinjectée dans la partie médiane de la colonne au-dessus de son point de soutirage.
17- Procédé selon l'une des revendications 1 à 16 caractérisé en ce que la pression interne de la colonne de distillation est comprise entre 4 bars et 15 bars.
18- Dispositif mettant en oeuvre le procédé selon la revendication 1 caractérisé en ce qu'il comporte au moins une colonne à distiller (2) comprenant une conduite d'arrivée (7) de la charge de pétrole brut à distiller, et au moins deux conduites de soutirage pour la coupe gazeuse d'hydrocarbures en tête de colonne (11) , et pour la coupe de pétrole brut (9) en dessous du point d'injection du pétrole brut natif dans la colonne.
19- Dispositif selon la revendication 18 caractérisé en ce que la colonne est raccordée en tête de colonne à au moins un circuit de séparation sélective (13) par la conduite de soutirage (11) de la coupe gazeuse et par une conduite d'injection des hydrocarbures liquides (18) majoritairement en C4 et C5, située en-dessous du point de soutirage de ladite coupe gazeuse dans la colonne.
- Dispositif selon la revendication 19 caractérisé en ce que la conduite de soutirage du pétrole brut stabilisé (9) est située en fond de colonne.
- Dispositif selon la revendication 20 caractérisé en ce que la colonne de distillation (2) est 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 (9) et par une conduite d'injection du pétrole brut vaporisée, située au-dessus de ladite conduite de soutirage.
- Dispositif selon la revendication 19 caractérisé en ce que le circuit de séparation sélective comprend au moins un séparateur sélectif d'hydrocarbures gazeux (13a ou 13b ou 13c) 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.
- Dispositif selon la revendication 22 caractérisé en ce que le circuit de séparation sélective comporte au moins un réacteur d'adsorption/désorption (13a ou 13b ou 13c) rempli d'au moins un absorbant choisi dans le groupe constitué par les charbons actifs, les résidus lainiers et les tamis moléculaires.
- Dispositif selon l'une des revendications 22 à 23 caractérisé en ce que le circuit de séparation sélective comprend au moins deux réacteurs à charbon actif (13a, 13b ou 13c) fonctionnant alternativement pour la mise en oeuvre en continu des phases d'adsorption et de désorption des hydrocarbures.
5- Dispositif selon l'une des revendications 22 à 24 caractérisé en ce qu'il comprend en aval dudit circuit de séparation sélective au moins un dépropaniseur.
6- Dispositif selon l'une des revendications 18, 19, 22 à 25 caractérisé en ce qu'il comprend, en amont de la colonne de distillation (2) , une unité de décompression partielle (1) du pétrole brut natif, constituée par une enceinte fermée en forme de ballon ovoïde (la) comprenant dans sa partie supérieure un appendice (lb) comparable à une mini-colonne de distillation d'au moins deux plateaux théoriques, ladite enceinte comportant une conduite d'entrée du pétrole brut natif (3), une conduite d'évacuation de l'eau de gisement décantée (5) dans sa partie inférieure, une conduite de sortie (7) du pétrole brut décompressé additionné du liquide d'absorption chargé des hydrocarbures de C4 à C7, et une conduite d'évacuation (6) des hydrocarbures légers en Ci et C2 à 1'extrémité supérieure de 1'appendice et une conduite d'entrée (8) du liquide d'absorption.
27- Dispositif selon l'une des revendications 18, 19, 22 à
24 caractérisé en ce qu'il comprend en amont de la colonne de distillation (2) un circuit de décompression partielle du pétrole brut natif constitué par une enceinte de décompression (31) du pétrole natif relié par une conduite d'évacuation des gaz (33) à une colonne de séparation-absorption (35) des hydrocarbures de C1 à
C7 dégazés comprenant une conduite de sortie des gaz
(36), une conduite d'entrée du liquide d'absorption (48) et une conduite de sortie du liquide d'absorption chargé en hydrocarbures de C4 à C7 (37) , et par une conduite d'évacuation du pétrole brut décompressé (32) à une enceinte mélange/décantation (38) comprenant une conduite d'entrée du liquide d'absorption chargé en hydrocarbures de C à C7 (37) , une conduite de sortie de l'eau décantée (39) et une conduite de sortie (7) du mélange eau / pétrole brut / liquide d'absorption à distiller.
28- Dispositif selon l'une des revendications 18 et 19 caractérisé en ce que la colonne à distiller comprend au moins trois conduites de soutirage, une (11) pour la coupe gazeuse en tête de colonne, puis une (9) pour la coupe de pétrole brut stabilisé dans la partie médiane de la colonne, et enfin une (12) pour la coupe lourde d'hydrocarbures en fond de colonne.
29- Dispositif selon la revendication 28 caractérisé en ce que la conduite de sortie (12) de la coupe lourde d'hydrocarbures est reliée à la conduite d'entrée (8) du liquide d'absorption dans l'enceinte (1) de l'unité de décompression.
30- Dispositif selon l'une des revendications 28 et 29 caractérisé en ce que la colonne (2) est reliée en tête de colonne à un circuit de séparation sélective de la coupe gazeuse par des conduites de soutirage (11) et d'injection (18), et, en fond de colonne, à un circuit de recycle comprenant un rebouilleur (19) , par la conduite de soutirage (12) de ladite coupe lourde et par une conduite d'injection (20) située au-dessus de ce dit point de soutirage.
31- Dispositif selon l'une des revendications 28 à 30 caractérisé en ce que la colonne (2) est reliée en sa partie médiane à au moins un circuit de recycle d'une partie du pétrole brut stabilisé, équipé d'un rebouilleur (25) , par une deuxième conduite de soutirage (24) disposée au même niveau que la conduite de soutirage (9) du pétrole brut stabilisé et par une conduite d'injection (26) du pétrole brut vaporisé située au-dessus de cette dite deuxième conduite de soutirage (24) .
Dispositif selon l'une des revendications 28 à 31 caractérisé en ce qu'il comprend au moins deux echangeurs, le premier (22) étant placé de préférence sur la conduite (21) amenant le liquide d'absorption dans l'enceinte, le second (10) de préférence sur la conduite d'évacuation du pétrole brut stabilisé.
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