EP2981670A2 - Production d'eau d'injection par couplage de procedes d'osmose directe et d'autres procedes de filtration - Google Patents

Production d'eau d'injection par couplage de procedes d'osmose directe et d'autres procedes de filtration

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EP2981670A2
EP2981670A2 EP14722251.7A EP14722251A EP2981670A2 EP 2981670 A2 EP2981670 A2 EP 2981670A2 EP 14722251 A EP14722251 A EP 14722251A EP 2981670 A2 EP2981670 A2 EP 2981670A2
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EP
European Patent Office
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water
production
nanofiltration
membrane
osmosis
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP14722251.7A
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German (de)
English (en)
Inventor
Matthieu JACOB
Nicolas LESAGE
Pierre Pedenaud
Philippe Coffin
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TotalEnergies SE
Original Assignee
Total SE
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Filing date
Publication date
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Withdrawn legal-status Critical Current

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    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
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    • C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities

Definitions

  • the present invention is part of the general context of water management in hydrocarbon extraction. More specifically, the present invention relates to a process for extracting hydrocarbons in which the injection water intended to be introduced into the subterranean formation is produced partly in a direct osmosis unit from a feed water. production and for another part in a nanofiltration unit and / or reverse osmosis. This process can be included in a more general hydrocarbon extraction process throughout the life of the underground hydrocarbon reservoir.
  • the present invention also relates to an injection water production device specially designed for implementing the above method.
  • the stream extracted from the underground formation is typically a mixture of hydrocarbons, water and solid particles.
  • This flow is generally treated by decantation and / or by hydrocycloning and / or by a flotation unit so as to separate it into at least one valorizable hydrocarbon fraction and an aqueous fraction called production water.
  • Production water is a by-product of hydrocarbon extraction, the management of which can be problematic.
  • the production water essentially contains water, but also many compounds that can not be rejected without prior treatment.
  • An alternative is to reinject the production water into the hydrocarbon reservoir. Indeed, throughout the oil production, the pressure in the tank decreases due to the extraction of hydrocarbons. To maintain the pressure reservoir, it is known to inject a fluid, usually water, of sufficient quality so that it does not cause alteration of the underground formation.
  • a fluid usually water
  • the concentration of particles, the size of these particles, the turbidity, the saline concentration, the oxygen concentration and the hydrocarbon concentration of the injected fluid must in particular be controlled so that they do not exceed certain values.
  • the volume of available production water may not be sufficient to cover the re-injection fluid requirements. A supply of water suitable for injection is then necessary.
  • the source of the injection water generally depends on the availability and constraints around the location of the hydrocarbon extraction. For example, in the case of offshore extraction, it is known to use the water taken from the sea. However, treatment stages are generally necessary to obtain water of sufficient quality from seawater. to be reintroduced into the underground formation. These treatments include the elimination of particles and microorganisms, in a desulphurization and deoxygenation.
  • Injection water may also be aquifer water, river or lake water, and possibly domestic or industrial wastewater.
  • treatment steps may be necessary to obtain water whose quality is compatible with the injection into the underground formation.
  • a conventional method for removing sulfates from water is a nanofiltration membrane process that retains the multivalent ions and passes the monovalent ions.
  • Another conventional method for desalting water is a reverse osmosis process. Such methods are, for example, described in patent applications WO 2006/134367 and WO 2007/138327.
  • US patent application 2007/0246426 proposes a process for recovering hydrocarbons, comprising obtaining a water for injection of low salinity by direct osmosis.
  • water of high salinity in particular seawater
  • an aqueous solution comprising an extractable solute, having a greater osmolality than the water.
  • Said solute is then removed by various methods, for example by precipitation or vaporization.
  • Such a process therefore requires the implementation of additional processing steps, which are not conventional at a hydrocarbon extraction site. In addition, these additional steps also consume energy.
  • the international patent application WO 2006/120399 describes a method of injecting water into a subterranean formation in which the injection water consists solely of production water having a high solute concentration diluted by direct osmosis with an aqueous solution of lower concentration of solutes.
  • This aqueous solution can be seawater.
  • the patent application FR 11 58956, filed by the Applicant Company also describes such a process which can be particularly advantageous when the extraction of hydrocarbons is an offshore extraction.
  • One of the objectives of the present invention is to provide a hydrocarbon extraction process in which the injection water necessary for the extraction of hydrocarbons is produced in sufficient quantity, at a minimum energy cost, throughout the entire period. along the exploitation of the underground hydrocarbon reservoir.
  • the invention also aims to satisfy at least one of the following objectives:
  • the present invention relates to a process for extracting hydrocarbons comprising the steps of:
  • At least a first portion of said injection water is a permeate obtained by contacting, via a direct osmosis membrane, at least a portion of the production water and a water having a lower osmotic pressure; at the pressure of the production water and comprising an undesirable solute, and
  • At least a second portion of said injection water is a permeate obtained by nanofiltration and / or reverse osmosis of a water comprising an undesirable solute.
  • said water having an osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the water of production and said water comprising an undesirable solute are sea water.
  • the undesirable solute may be the ion. sulfate.
  • said second portion of injection water which is a permeate obtained by nanofiltration and / or reverse osmosis may preferably be a permeate obtained by improved nanofiltration and / or improved reverse osmosis of a water comprising an undesirable solute.
  • the water comprising an undesirable solute being brought into contact, via respectively a nanofiltration membrane and / or reverse osmosis, with production water.
  • the subject of the present invention is a process for extracting hydrocarbons using injection water in which,
  • the injection water is a permeate obtained by nanofiltration and / or reverse osmosis of a water comprising an undesirable solute
  • the injection water is at least partly a permeate obtained by nanofiltration and / or reverse osmosis of a water comprising an undesirable solute, and at least for another part a permeate obtained by contacting, in a direct osmosis unit, on either side of an osmosis membrane, at least a part of production water and a water having an osmotic pressure lower than production water pressure and comprising an undesirable solute;
  • the injection water is a permeate obtained by contacting, in a direct osmosis unit, on either side of an osmosis membrane, with production water and a water having an osmotic pressure lower than the pressure of the production water and comprising an undesirable solute.
  • the subject of the invention is also an injection water production device specially designed for the implementation of the above method.
  • This device comprises several filtration units, each unit comprising at least one filtration membrane chosen from the membranes of nanofiltration type, reverse osmosis type and direct osmosis type, each unit being characterized by the fact that its filtration membrane is removable and is replaceable by a filtration membrane of another type.
  • FIG. 1 shows schematically an embodiment of the method according to the invention.
  • the subject of the present invention is therefore a process for extracting hydrocarbons. This includes at least the steps of:
  • the term "flow of production” is the flow from a subterranean formation containing hydrocarbons.
  • the production flow is a mixture of hydrocarbons, water and possibly solid particles and gases.
  • This workflow is separated into several fractions in a separation unit, such as a two- or three-phase primary separator. At least one hydrocarbon fraction is recovered in a hydrocarbon collection line and an aqueous fraction is withdrawn. This is then treated in various devices such as decanters, hydrocyclones, flotation units, membrane filtration units or any other suitable processing unit for separating particles and dispersed hydrocarbons from the aqueous fraction.
  • the term "production water” is the aqueous fraction obtained after separation from the production stream.
  • Production water may contain impurities, for example:
  • suspended particles whose diameter may range from a few nanometers to a few micrometers depending on the treatments used,
  • non-soluble organic compounds in dispersion in particular hydrocarbons,
  • the concentration of dispersed hydrocarbons and suspended particles in the water of production is typically between 0 and 500 mg / l.
  • the production water has a given osmotic pressure noted n P.
  • the "osmotic pressure" of a solution refers to the pressure that must be exerted on the solution to prevent the solvent from passing through a semipermeable osmosis membrane, said solution being on one side of the membrane and its solvent in pure form on the other side.
  • the osmotic pressure ⁇ ⁇ of the production water can be between 0 and 200 bar. This osmotic pressure is generally mainly due to the presence of chloride, sodium, potassium, sulphates, magnesium, calcium, strontium and / or barium ions in the production water.
  • the term "water injection” water whose characteristics ⁇ physico chemical make it suitable to be injected into the formation underground. These physicochemical characteristics depend essentially on the nature of the subterranean formation in which reinjection takes place. They can be determined by those skilled in the art.
  • the water can have a dispersed hydrocarbon concentration of between 0 and 500 mg / L, a particle concentration of between 0 and 200 mg / L, and a particle size between 0.5 and 20 microns.
  • the injection water may have a sulphate concentration advantageously less than 50 mg / l, more preferably less than 40 mg / l and even more preferably less than 10 mg / l.
  • the production water can itself be used directly as injection water.
  • the injection water introduced into the subterranean formation consists of at least two distinct streams, which have been obtained simultaneously by two different techniques:
  • At least a first portion of said injection water is obtained by direct osmosis
  • At least a second portion of said injection water is obtained by nanofiltration and / or reverse osmosis.
  • Direct osmosis is a well-known physico-chemical phenomenon that consists in the diffusion of the solvent from a solution of low osmotic pressure to a solution of high osmotic pressure through an osmosis membrane.
  • At least part of the production water is brought into contact, via a direct osmosis membrane, with a water whose pressure osmotic is lower than the osmotic pressure of the production water and comprising at least one undesirable solute.
  • At least part of the production water can be introduced into a filtration unit comprising a direct osmosis membrane, a first side of said membrane.
  • the production water may have a sulphate concentration advantageously less than 1000 mg / l, more preferably less than 200 mg / l, and even more preferably less than 100 mg / l.
  • On a second side of said membrane is introduced a water having an osmotic pressure ⁇ ⁇ less than the osmotic pressure of the production water n P and comprising at least one undesirable solute, which renders said water unfit to be injected such that it in the underground formation.
  • the undesirable compounds typically entail the risk of precipitation, corrosion, bacterial proliferation. In general, they can damage oil installations or are harmful to the underground formation.
  • Said water having osmotic pressure ⁇ ⁇ less than the osmotic pressure of the production water ⁇ ⁇ may be selected from the group consisting of sea water, lake water, river water, water aquifer, domestic sewage and industrial wastewater.
  • said water is seawater.
  • the selection of seawater is particularly advantageous if the extraction of hydrocarbons is offshore.
  • Seawater at 25 ° C has an osmotic pressure of about 25 bar.
  • the production water preferably has an osmotic pressure of greater than 25 bar, more preferentially greater than 35 bar, more preferably still greater than 45 bar, and in particular between 75 bar and 200 bar.
  • Solute undesirable is typically the sulfate ion whose concentration in seawater is typically between 1 and 10 g / l.
  • the undesirable solute is any type of ion that can precipitate with a counter-pressure. ion of the production water, as well as any organic molecule that can cause a significant environmental impact if injected into the underground formation.
  • the difference in osmotic pressure between the solutions on either side of the membrane is at the origin of the diffusion phenomenon. Water with the smallest osmotic pressure diffuses through the membrane.
  • the diffusion stream can be typically calculated according to the following formula:
  • Q OD denotes the direct osmosis diffusion rate (in LIT 1 ),
  • S OD refers to the surface of the direct osmosis membrane
  • the P (O D) designates the permeability of the osmosis membrane (L .h -1 .bar -1 .IÎT 2)
  • K (O D ) denotes the apparent osmotic pressure coefficient, which depends in particular on the operating conditions and the type of osmosis membrane, and
  • n P (0D ) and ⁇ ⁇ denote the osmotic pressure of the production water and the water with an osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the production water (in bar) respectively.
  • the osmotic pressure difference (n P (0D ) ⁇ 3 ⁇ 4) may preferably be greater than 10 bar, more preferably greater than 20 bar, and even more preferably between 50 bar and 200 bar.
  • the concentrate may be removed from the filter unit and released to the environment in an appropriate manner according to the regulations in force.
  • permeate coming from the compartment in which enters the production water Its physico-chemical characteristics correspond to those of the production water, to a dilution factor.
  • the permeate is advantageously used in the hydrocarbon extraction process as part of the injection water.
  • the first part of the injection water useful for the hydrocarbon extraction process is obtained from a production water and a water having an osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the production water, with minimal energy input.
  • Water having an osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the production water may be selected from readily available waters, even if these include an undesirable solute, such as sulphate.
  • the production water which was in the prior art often considered as a by-product is in the process according to the invention exploited.
  • the volume of injection water thus produced is limited by the volume of available production water.
  • the volume of produced water is small. For this reason, the production of direct osmosis injection water can be combined with injection water production by one or more other methods.
  • At least a second part of said injection water is a permeate obtained by nanofiltration and / or reverse osmosis of a water comprising an undesirable solute.
  • the nanofiltration technique is a well-known specific filtration technique in which a solvent is forced through a nanofiltration membrane by applying sufficient pressure to it. Because of the pore size of the membrane, all solutes are retained except for monovalent ions.
  • Reverse osmosis is based on the same physicochemical phenomenon as direct osmosis, with the difference that, since the solution is subjected to an external pressure greater than its osmotic pressure, the diffusion of the solvent through a membrane of osmosis is reversed: the diffusion is from a solution of high osmotic pressure to a solution of low osmotic pressure.
  • Water comprising an undesirable solute may be selected from the group consisting of seawater, lake water, river water, aquifer water, domestic wastewater and industrial wastewater.
  • the undesirable solute is typically the sulfate ion whose concentration in seawater is typically between 1 and 10 g / l.
  • the undesirable solute is any type of ion that can precipitate with a counter-ion of the water of production, as well as any organic molecule that can cause a significant environmental impact. in case injection.
  • said water comprising an undesirable solute used in this nanofiltration and / or reverse osmosis step is the same as water having an osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the production water used in step d direct osmosis described above.
  • said water is seawater, especially if the extraction of hydrocarbons is offshore.
  • At least a portion of the water comprising an undesirable solute is introduced into a filtration unit comprising a nanofiltration membrane or a direct osmosis membrane, on a first side of said membrane. Sufficient pressure is applied to said water comprising an undesirable solute so that water passes through the membrane.
  • the nanofiltration and / or reverse osmosis technique used may be improved nanofiltration and / or improved reverse osmosis.
  • improved nanofiltration and “improved reverse osmosis” is meant here a filtration method, respectively nanofiltration and reverse osmosis, wherein said water comprising an undesirable solute is contacted, via a corresponding filtration membrane, with production water.
  • said second portion of the injection water is a permeate obtained by improved nanofiltration and / or improved reverse osmosis of a water comprising an undesirable solute, the water comprising an undesirable solute being in contact, respectively via a nanofiltration membrane and / or reverse osmosis, with production water.
  • the so-called filtration process improved is realized with a unit having two inputs: in addition to the normal supply, production water is introduced on the permeate side of the corresponding filtration membrane.
  • Nanofiltration or improved reverse osmosis is advantageous if the water comprising an undesirable solute has an osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the production water.
  • the difference in osmotic pressure between the water comprising an undesirable solute and the water of production makes it possible to lower the osmotic pressure gradient on either side of the filtration membrane, or even to make it negative.
  • the pressure to be applied on the water supply side of the membrane comprising an undesirable solute will therefore be lower, which makes it possible to save energy.
  • the diffusion flux by nanofiltration or by reverse osmosis can be typically calculated according to the following formulas:
  • Qoi is the reverse osmosis diffusion rate (in LIT 1 ),
  • Soin means the surface of the reverse osmosis membrane
  • Lp (oi) is the permeability of the osmosis membrane (L -1 .m -2 .h -1 .bar)
  • PTM ( oi ) denotes the transmembrane pressure of the osmosis membrane (in bar)
  • K ( oi ) denotes the apparent osmotic pressure coefficient, which depends in particular on the salinity of the water of production, and ⁇ ( ⁇ ⁇ ) and ⁇ ⁇ denote the osmotic pressure of the production water and the water with an osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the production water (in bar),
  • Q NF denotes the nanofiltration diffusion rate
  • Lp (NF) is the permeability of the nanofiltration membrane (L .h -1 .bar -1 .IÎT 2)
  • PTM NF
  • NF transmembrane pressure of the nanofiltration membrane which is the average of the inlet and outlet pressures of the concentrate side minus the average of the inlet and outlet pressures on the production water side (in bar)
  • K ( NF ) denotes the apparent osmotic pressure coefficient, which depends in particular on the salinity of the water of production, and
  • ⁇ (F) and ⁇ ⁇ refer to the osmotic pressure of production water and water with osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the produced water (in bar).
  • the transmembrane pressure PTM (0 i) may preferably be less than 60 bar, more preferably less than 25 bar, and even more preferably between 10 bar and 0 bar.
  • the transmembrane pressure PTM may preferably be less than 30 bar, more preferably less than 25 bar, and even more preferably between 15 bar and 0 bar.
  • the osmotic pressure difference ( ⁇ ⁇ ( ⁇ ) - ⁇ ⁇ ) in the case of nanofiltration can generally be between -15 bar and 200 bar.
  • the difference in osmotic pressure ( ⁇ ⁇ ( ⁇ ) - ⁇ ⁇ ) can be between -15 bar and 0 bar.
  • this difference (n P (NF) - ⁇ ⁇ ) can be between 0 bar and 50 bar, or even rise up to 200 bar.
  • the osmotic pressure difference ( ⁇ ⁇ (0 ⁇ ) - ⁇ ⁇ ) in the case of a reverse osmosis can generally be between - ⁇ ⁇ (or about -25 bar in the case of the use of water of sea) and 200 bars.
  • the osmotic pressure difference ( ⁇ ⁇ (0 ⁇ ) - ⁇ ⁇ ) can be between - ⁇ ⁇ and 0 bar.
  • this difference ( ⁇ ⁇ (0 ⁇ ) - ⁇ ⁇ ) can be between 0 bar and 50 bar, or even rise up to 200 bar.
  • the concentrate may be removed from the filter unit and released to the environment in an appropriate manner according to the regulations in force.
  • the permeate is advantageously free of the undesirable solute, and may be used in the hydrocarbon extraction process as part of the injection water.
  • the injection water may consist solely of two parts: a first part obtained by direct osmosis and a second part obtained by nanofiltration or by reverse osmosis.
  • the injection water used in the hydrocarbon extraction process according to the invention may consist of more than two parts, at least one part obtained by direct osmosis, and at least two other selected parts from:
  • injection water may be directly from the production water if it meets the reinjection specifications.
  • the flow rate of the injection water can therefore be in the form of a sum of the different injection water flow rates obtained simultaneously in different ways:
  • Qi denotes the total injection water flow (in Lh -1 ), Qp W is the flow rate of re-injected production water (in
  • QOD is the flow of injection water obtained by direct osmosis (in Lh -1 ),
  • Qoi is the flow of injection water obtained by reverse osmosis (in Lh -1 ),
  • Q NF designates the injection water flow obtained by nanofiltration (in Lh -1 ).
  • an object of the present invention is a process for extracting hydrocarbons using injection water in which the method of producing injection water varies according to the stage of exploitation of the reservoir. hydrocarbons.
  • the method described above is implemented in at least one operating stage.
  • the hydrocarbon extraction process may comprise at least three stages of operation.
  • Nanofiltration may be preferred since it generally requires a lower osmotic pressure gradient than that of reverse osmosis. If production water is available, it may be advantageous to produce at least a part of the injection water by improved nanofiltration.
  • the injection water is at least partly a permeate obtained by nanofiltration and / or reverse osmosis of a water comprising an undesirable solute, and at least for another part a permeate obtained by contacting, in a direct osmosis unit, on either side of an osmosis membrane, at least a part of production water and a water having an osmotic pressure lower than the pressure of the production water and comprising an undesirable solute.
  • This second stage of operation can be implemented as described above in detail.
  • a direct osmosis injection water production can be coupled with injection water production by improved nanofiltration or by improved reverse osmosis.
  • the injection water is at least partly a permeate obtained by improved nanofiltration and / or improved reverse osmosis of a water comprising an undesirable solute. water comprising an undesirable solute being brought into contact, via respectively a nanofiltration membrane and / or reverse osmosis, with production water.
  • the injection water can be produced only by direct osmosis, which represents a significant energy gain.
  • the injection water is a permeate obtained by contacting, in a direct osmosis unit, on either side of an osmosis membrane, with water of production and a water having an osmotic pressure lower than the pressure of the production water and comprising an undesirable solute.
  • the hydrocarbon extraction process according to the invention advantageously makes it possible to produce the injection water necessary for extracting the hydrocarbons in sufficient quantity, at a minimum energy cost, throughout the operation of the underground hydrocarbon reservoir.
  • This process does not require the use of synthetic solution: the injection water is obtained from readily available water, especially seawater in the case of offshore process.
  • this process makes it possible to take advantage of the production water which is often considered as waste whose management is problematic.
  • the hydrocarbon extraction process according to the invention is simple to implement throughout the exploitation of the hydrocarbon reservoir and it can be implemented thanks to an inexpensive device. Indeed, the inventors have discovered that the injection water produced by various processes as described in the method according to the invention could nevertheless be produced in a single simple and adjustable device, which can be optimally used throughout the duration of the invention. the exploitation of the hydrocarbon reservoir.
  • the subject of the present invention is therefore also a device for producing injection water that can be used in the hydrocarbon extraction processes described above, comprising several filtration units, each unit comprising at least one filtration membrane chosen. among the nanofiltration type membranes, reverse osmosis type and direct osmosis type, each unit being characterized by the fact that its filtration membrane is removable and is replaceable by a filtration membrane of another type.
  • the configuration of these membranes is preferably a spiral configuration advantageously allowing work under pressure at the beginning of the life of the field.
  • other membrane configurations may be envisaged such as hollow or flat fiber modules. These modules can be installed on an offshore platform or immersed in water of lower salinity containing a compound to be eliminated (seawater for example).
  • the injection water production device specially designed for implementing the method according to the invention comprises at least two filtration units.
  • Each unit conventionally comprises a housing and at least one filtration membrane.
  • the casing ie the rigid casing surrounding the membrane or membranes regardless of their configuration, can be equipped with two inputs on either side of the membrane and two outputs also on both sides of the membrane. the membrane.
  • the presence of two inputs allows the unit to operate either in nanofiltration mode, enhanced nanofiltration mode, reverse osmosis mode, improved reverse osmosis mode, or direct osmosis mode.
  • the casing is preferably designed to withstand at least a pressure of 30 bar, preferably 40 bar, and more preferably 50 bar.
  • Each filtration unit may comprise a single membrane, or several membranes, preferably identical, arranged in parallel.
  • the nature of the membrane is chosen according to the filtration process that is to be implemented in the filtration unit.
  • the membrane may in particular be chosen from membranes of the nanofiltration type, reverse osmosis type and direct osmosis type.
  • nanofiltration type membrane means any membrane that makes it possible to retain organic and mineral molecules of very low molecular weight, in particular sulphates.
  • a nanofiltration membrane is characterized often by its ability to retain the multivalent ions and let pass some of the monovalent ions.
  • the nanofiltration membranes may be polymeric, ceramic, aligned carbon nanotubes, aquaporin, mixed polymer-nanoparticles matrix or a combination of these different options. They can be in flat, spiral, tubular or hollow fiber form. Nanofiltration membranes are currently commercially available and may be suitable for the present application. Examples include DOW membranes or Hydranautics.
  • the term "direct osmosis type membrane” and “reverse osmosis type membrane” means any semi-permeable membrane that passes only the solvent (generally water), and not the other substances in solution, especially multivalent salts. and monovalent.
  • the direct and reverse osmosis membrane may be an organic membrane made of polymeric or co-polymer materials such as cellulose acetate, cellulose nitrate, polysulfone, polyvinylidene fluoride, polyamide and acrylonitrile.
  • the osmosis membrane may also be a mineral or ceramic membrane made of materials such as silicon carbide, alumina, zeolite, zirconia, titanium oxide or mixed oxides silica and alumina or silica and zirconia.
  • the osmosis membrane can also be a nano-particle-polymer mixed membrane, a membrane based on aligned or dispersed carbon nanotubes, or a membrane containing aquaporins, such as those described in the patent application WO 2006/122566. They can be in flat, spiral, tubular or hollow fiber form. Many membranes for reverse osmosis applications are currently commercially available and may be suitable for this application. Examples include NanoH20 membranes Qfx, reverse osmosis commercial membranes of, for example, DOW, Hydranautics, Osmonics and Toray.
  • the osmosis membrane according to the invention can be made according to various configurations known to those skilled in the art.
  • the osmosis membrane may be spirally, hollow fiber or plate disposed.
  • the choice of the nature and the configuration of the membrane may depend on the volume of the treated fluxes, the compactness, the quality of the membrane contactor power supplies and the desired robustness.
  • Each filtration unit is designed to allow the circulation of a high osmotic pressure solution on one side of the membrane and a low osmotic solution on the other side of the membrane.
  • Any configuration of the filtration unit to bring into contact two waters of different salinity can be used for this application.
  • These include spiral modules such as those developed for conventional direct osmosis units, hollow fiber modules equipped with direct osmosis membranes and / or nanofiltration in internal-external or external-internal filtration and modules in configuration.
  • flat such as for plate or frame filtration and tray.
  • the filtration units are arranged in parallel. Input and output flows in each unit can be managed using valves. At a given time, several units may be in operation to produce injection water. Thanks to the arrangement of the units in parallel, it is possible to temporarily stop one or more units without completely stopping the production of injection water required for operation. Stopping a unit may be necessary to clean or change a filtration membrane.
  • each unit is characterized by the fact that its filtration membrane is removable and is replaceable by a filtration membrane of another type.
  • Each filtration unit is designed to accept indifferently a direct osmosis type membrane, reverse osmosis type or nanofiltration type.
  • the unit can implement different methods, and these methods can change over time, simply and inexpensively, by replacing the membrane.
  • the device according to the invention additionally comprises one or more fixed, non-modulatable filtration units operating in addition to the modular units described here. These units can couple different configurations of flat filtration, hollow fiber and spiral.
  • the device according to the invention may initially comprise several nanofiltration units allowing the initial stage of life of the hydrocarbon field to produce the necessary quantity of injection water, without the aid of water. of production.
  • the produced water produced can then be injected on the permeate side of the nanofiltration membranes to effect improved nanofiltration.
  • the nanofiltration membranes are gradually replaced by direct osmosis membranes.
  • the hydrocarbon extraction process using the device according to the invention can comprise, between each operating stage, steps of replacing the membranes in the filtration units.
  • Filtration units can typically pose clogging problems.
  • osmosis and nanofiltration membranes stop most Dissolved or suspended materials in the diffusing stream, except the solvent which is here water, there can occur accumulation on the surface of the membrane particles, microorganisms, organic compounds and / or salts. This accumulation can cause degradations at the level of the filtration unit, which can cause a drop in yield, or even the irreversible clogging of the membrane.
  • the conventional spiral osmosis and nanofiltration units comprise grids (commonly called "spacers") which can also become clogged and greatly limit the performance of the process.
  • spacers commonly called "spacers”
  • the method according to the invention may further comprise a step of pretreating the production water and / or the water having an osmotic pressure lower than the pressure of the production water and / or the water comprising an undesirable solute. before introduction into the direct osmosis unit or before nanofiltration and / or reverse osmosis.
  • the injection water production device according to the invention may therefore further comprise one or more pretreatment units making it possible to pretreat one or more of the flows entering the filtration units.
  • the process may comprise a step of pretreating the production water in a first pretreatment unit before introducing it into the direct osmosis unit.
  • the method according to the invention may comprise a step of pretreating the water having an osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the production water in a second pretreatment unit before introducing it into the direct osmosis unit.
  • the method according to the invention may comprise a step of pretreating the water comprising an undesirable solute in a third pretreatment unit before nanofiltration and / or reverse osmosis.
  • the method may therefore comprise either a pretreatment stage of the production water, or a pretreatment step of the water having an osmotic pressure lower than the osmotic pressure of the production water, or a pretreatment stage of the water.
  • water comprising an undesirable solute either two of these steps or all three.
  • the three steps can be identical or different.
  • the second and third pretreatment units may be one unit.
  • the injection water production device comprises several pretreatment units and said pretreatment units are identical. This embodiment thus makes the units interchangeable, which from an industrial point of view makes the process simple to install, operate and maintain.
  • the pretreatment stage (s) may (may) consist, independently of one another, in a filtration stage or in a series of several successive filtration stages, the filtrations being identical or different.
  • the pretreatment step (s) comprises (include) at least one ultrafiltration step.
  • Ultrafiltration which is a technique known to those skilled in the art, is typically carried out using an ultrafiltration membrane.
  • an "ultrafiltration membrane” refers to a membrane having pores whose diameter is between 1 nm and 100 nm.
  • the commercial polymeric ultrafiltration membranes of the companies Polymem, Zenon, Kubota, Pall, and the membranes ceramic ultrafiltration systems from Pall, Ceramem, Cometas and Inopore are examples of the commercial polymeric ultrafiltration membranes of the companies Polymem, Zenon, Kubota, Pall, and the membranes ceramic ultrafiltration systems from Pall, Ceramem, Cometas and Inopore.
  • the pretreatment stage (s) may (may) further comprise at least one filtration step in depth.
  • the pretreatment step (s) may further include at least one step of removing chlorine as well as dissolved oxygen.
  • Pretreatment advantageously makes it possible to increase the lifetime of the membranes by eliminating the particles, the microorganisms and / or the hydrocarbons dispersed in the production water, thus limiting the fouling of the unit and the clogging of the membranes.
  • pretreatment steps and pretreatment units The choice of pretreatment steps and pretreatment units to be implemented depends essentially on the composition of the flows entering the units and the specification to be achieved so that the pre-treated flow does not damage the filtration units.
  • the pretreated flows contain no particles or microorganisms.
  • the pretreated flows may have an active chlorine concentration advantageously less than 0.1 mg / l.
  • the pretreated streams may have a dispersed hydrocarbon concentration advantageously less than 5 mg / l.
  • the implementation of a pretreatment of the production water advantageously makes it possible to eliminate the dispersed hydrocarbons, the microorganisms and the particles, and thus to reach the specifications required for the water of in ection.
  • the method which is the subject of the invention may optionally comprise a step of post-treatment of the permeate obtained at the outlet of the filtration units, before these are introduced into the subterranean formation.
  • the post-treatment may for example consist of deoxygenation.
  • the Deoxygenation of injection water is commonly used to prevent the development of bacteria in oil wells.
  • FIG. 1 shows an embodiment of the method for producing injection water according to the invention.
  • the injection water production device 1 comprises two filtration units 2 and 3.
  • the production water 4 is pretreated via the pretreatment unit 5.
  • the water of lower osmotic pressure and which contains an undesirable solute 6, typically seawater, is pretreated via the pretreatment unit 7.
  • Said pretreatment unit 5 comprises the pretreatments necessary to obtain a water meeting the reinjection specifications.
  • the production water stream 4 is preferably pre-filtered on prefilters having a diameter ranging from 500 nm to 10 ⁇ m, and then filtered on an ultrafiltration membrane.
  • Said pretreatment unit 7 preferably comprises at least one ultrafiltration device or a depth filter.
  • Two pretreated production water streams 8 and 9 are obtained at the outlet of the first pretreatment unit 5 and are introduced into the chambers 10 and 11 of the units of 2 and
  • Pretreated flows 12 and 13 are obtained at the output of the second pretreatment unit 7 and are introduced into the second chambers 14 and 15 of the units 2 and 3. Irrespective of the membranes 18 and 19 used, a stream of water free of any undesirable solute 16 and 17 diffuses through the membranes 18 and 19 from the second chamber 14 and 15 to the first chambers 10 and 11. permeate 20 and 21 are then combined before being used as injection water 22. Two concentrates 23 and 24 are recovered at the outlet of the second chambers 14 and 15. These concentrates can be combined into a stream 25 and discharged from the device in such a way that appropriate.
  • the filtration units 2 and 3 may be equipped with nanofiltration membranes 18 and 19 for retaining said compound to be removed, typically the sulfate ions, in the streams 12 and 13.
  • the flow rate of production water is too low, and no flow 4 enters the device 1.
  • a pump (not shown) provides the necessary pressure to obtain two flows of permeate 16 and 17 through the nanofiltration membranes 18 and 19.
  • the operating pressure is typically between 30 and 40 bar.
  • the flows 8 and 9 can be introduced into the chambers 10 and 11 of the nanofiltration units 2 and 3.
  • the osmotic pressure difference between the flows 8 and 12 as well as 9 and 13 decreases. which makes it possible to reduce the operating pressure.
  • the permeate stream 16 can be decomposed into two streams: an osmosis flow depending on the osmotic pressure gradient and a permeate flow produced through the mechanical pressure gradient.
  • the nanofiltration membrane 18 can then be replaced by a direct osmosis membrane, with a higher retention, but also a lower impact of the polarization concentration.
  • the flow of injection water 22 is then obtained partially by direct osmosis in unit 2 and partly by improved nanofiltration in unit 3.
  • the nanofiltration membrane 19 can also be replaced in the unit 3 by a direct osmosis membrane. It is thus possible to reduce the pressure necessary for the operation of the device until it reaches only the pressure losses of the direct osmosis units, generally at most 3 to 6 bars.

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Abstract

L'invention concerne un procédé d'extraction d'hydrocarbures comprenant les étapes consistant à extraire d'une formation souterraine un flux de production, à séparer ce flux en au moins une fraction hydrocarburée et une fraction aqueuse appelée eau de production, et à réinjecter dans la formation souterraine une eau d'injection. L'eau d'injection destinée à être introduite dans la formation souterraine est produite pour une part dans une unité d'osmose directe à partir d'une eau de production et pour une autre part dans une unité de nanofiltration et/ou d'osmose inverse. L'invention concerne également un procédé plus général d'extraction d'hydrocarbures sur toute la durée de l'exploitation du réservoir d'hydrocarbures souterrain, ainsi qu'un dispositif de production d'eau d'injection spécialement conçu pour la mise en œuvre de ce procédé.

Description

PRODUCTION D'EAU D'INJECTION
PAR COUPLAGE DE PROCEDES D'OSMOSE DIRECTE ET D'AUTRES
PROCEDES DE FILTRATION DOMAINE TECHNIQUE DE L' INVENTION
La présente invention s'inscrit dans le contexte général de la gestion de l'eau dans l'extraction d'hydrocarbures. Plus spécifiquement, la présente invention concerne un procédé d'extraction d'hydrocarbures dans lequel l'eau d'injection destinée à être introduite dans la formation souterraine est produite pour une part dans une unité d'osmose directe à partir d'une eau de production et pour une autre part dans une unité de nanofiltration et/ou d'osmose inverse. Ce procédé peut être inclus dans un procédé plus général d'extraction d'hydrocarbures sur toute la durée de l'exploitation du réservoir d'hydrocarbures souterrain. La présente invention concerne également un dispositif de production d'eau d'injection spécialement conçu pour la mise en œuvre du procédé ci-dessus.
ART ANTERIEUR
Lors de la production d'hydrocarbures, le flux extrait de la formation souterraine est typiquement un mélange d'hydrocarbures, d'eau et de particules solides. Ce flux, appelé flux de production, est généralement traité par décantation et/ou par hydrocyclonage et/ou par une unité de flottation de façon à le séparer en au moins une fraction hydrocarburée valorisable et une fraction aqueuse appelée eau de production.
L'eau de production est un sous-produit de l'extraction d'hydrocarbures dont la gestion peut être problématique. En effet, l'eau de production contient essentiellement de l'eau, mais également de nombreux composés qui ne peuvent pas être rejetés sans traitements préalables. Il existe dans la littérature des procédés permettant de traiter l'eau de production avant son rejet dans l'environnement, par exemple en concentrant les composés polluants de l'eau de production et en les séparant de l'eau pure par osmose directe, comme décrit dans la demande de brevet US 2009/261040. Dans ces procédés, une solution synthétique hypertonique est généralement utilisée comme vecteur osmotique. Une eau apte à être re etée dans l'environnement est ainsi obtenue.
Une alternative consiste à réinjecter l'eau de production dans le réservoir d'hydrocarbures. En effet, tout au long de la production pétrolière, la pression dans le réservoir diminue du fait de l'extraction des hydrocarbures. Pour maintenir le réservoir en pression, il est connu d'y injecter un fluide, en général de l'eau, de qualité suffisante pour qu'elle n'entraîne pas d'altération de la formation souterraine. La concentration en particules, la taille de ces particules, la turbidité, la concentration saline, la concentration en oxygène et la concentration en hydrocarbures du fluide injecté doivent notamment être contrôlées de façon à ce qu'elles ne dépassent pas certaines valeurs .
Le volume d'eau de production disponible peut ne pas suffire à couvrir les besoins en fluide de réinjection. Un apport d'eau apte à l'injection est alors nécessaire.
La provenance de l'eau d'injection dépend généralement de la disponibilité et de contraintes autour du lieu de l'extraction d'hydrocarbures. Par exemple dans le cas de l'extraction offshore, il est connu d'utiliser l'eau prélevée dans la mer. Des étapes de traitement sont cependant généralement indispensables pour obtenir à partir de l'eau de mer une eau dont la qualité est suffisante pour pouvoir être réintroduite dans la formation souterraine. Ces traitements consistent notamment en une élimination des particules et des microorganismes, en une désuifatat ion et en une désoxygénât ion .
L'eau d'injection peut également être de l'eau d'aquifère, de l'eau de rivière ou de lac, et éventuellement des eaux usées domestiques ou industrielles. Là aussi, des étapes de traitement peuvent être nécessaires pour obtenir une eau dont la qualité est compatible avec l'injection dans la formation souterraine.
Lorsque l'eau d'injection est de l'eau de mer, la présence de sulfate dans l'eau est typiquement problématique si la formation souterraine contient des ions baryum. En effet, les ions baryum et sulfate forment des précipités qui créent des dépôts minéraux (en anglais « scaling ») préjudiciables à une bonne extraction des hydrocarbures. En outre, la présence de sulfates peut être à l'origine de la génération par des bactéries suifato-réductrices de sulfure d'hydrogène (H2S) , gaz toxique et corrosif, qui peut provoquer la corrosion des canalisations utilisées pour la récupération des hydrocarbures. L'élimination des sulfates dans l'eau avant son injection dans la formation souterraine est donc parfois nécessaire.
Un procédé classique permettant l'élimination des sulfates dans l'eau consiste en un procédé membranaire de nanofiltration, qui retient les ions multivalents et laisse passer les ions monovalents. Un autre procédé classique permettant le dessalement de l'eau consiste en un procédé d'osmose inverse. De tels procédés sont, par exemple, décrits dans les demandes de brevet WO 2006/134367 et WO 2007/138327.
Les procédés de nanofiltration et d'osmose inverse ont l'inconvénient majeur de consommer de l'énergie pour créer un gradient de pression nécessaire au passage de l'eau à travers la membrane.
Il a également été décrit des procédés mettant en œuvre de l'osmose directe. La demande de brevet US 2007/0246426 propose un procédé de récupération d'hydrocarbures, comprenant l'obtention d'une eau pour injection de faible salinité par osmose directe. Dans ce procédé, de l'eau de forte salinité, en particulier de l'eau de mer, est mise en contact, via une membrane d'osmose, avec une solution aqueuse comprenant un soluté extractible, ayant une plus grande osmolalité que l'eau. Ledit soluté est ensuite retiré par différentes méthodes, par exemple par précipitation ou par vaporisation. Un tel procédé nécessite donc de mettre en œuvre des étapes supplémentaires de traitement, qui ne sont pas conventionnelles sur un site d'extraction d'hydrocarbures. En outre, ces étapes additionnelles consomment également de l'énergie.
Un procédé similaire a été décrit dans la demande internationale de brevet WO 2005/012185. Ce document décrit un procédé de séparation du solvant d'une première solution, en particulier d'eau de mer, par osmose directe contre une seconde solution ayant un potentiel osmotique plus élevé que la première solution. Cette seconde solution peut notamment être une solution synthétique. Le solvant est ensuite extrait de cette seconde solution par différentes techniques classiques telles que l'échange d'ions, 1 'électrodialyse, la nanofiltration, l'osmose inverse, la distillation flash à étages multiples ou à effets multiples, la compression mécanique de vapeurs, la désalinisation spray rapide et la cristallisation. Ce procédé nécessite donc la mise en œuvre d'au moins deux étapes consécutives de traitement, avec une consommation d'énergie accrue, et l'utilisation d'une solution synthétique dont la gestion, dans un environnement naturel, peut être problématique.
La demande internationale de brevet WO 2010/067063 est présentée comme une amélioration du procédé décrit dans WO 2005/012185. Pour améliorer la stabilité du procédé dans le temps, l'étape d'extraction du solvant dans la seconde solution est réalisée soit par osmose inverse, soit une méthode thermique. De plus, par intermittence, une partie de la solution concentrée récupérée après extraction du solvant est passée sur une membrane de nanofiltration pour une séparation supplémentaire du solvant. Ce procédé comprend donc trois étapes différentes de traitement, ce qui complexifie encore plus le procédé décrit dans WO 2005/012185.
Par ailleurs, la demande internationale de brevet WO 2006/120399 décrit un procédé d'injection d'eau dans une formation souterraine dans lequel l'eau d'injection consiste uniquement en de l'eau de production ayant une forte concentration en solutés diluée par osmose directe avec une solution aqueuse de plus faible concentration en solutés. Cette solution aqueuse peut être de l'eau de mer. La demande de brevet FR 11 58956, déposée par la Société Demanderesse, décrit également un tel procédé qui peut être particulièrement avantageux lorsque l'extraction d'hydrocarbures est une extraction offshore.
Toutefois, au cours de ses recherches, la Société
Demanderesse a découvert que les procédés décrits dans WO 2006/120399 et dans FR 11 58956 n'étaient pas toujours applicables .
En effet, il est connu que le besoin en eau d'injection varie au cours du temps, tout au long de l'exploitation d'un réservoir souterrain d'hydrocarbures. De même, la quantité d'eau de production produite varie selon le stade d'exploitation du réservoir. Ceci est par exemple mentionné dans la demande internationale de brevet WO 2012/049619.
Or, une simulation a mis en évidence qu'en tenant compte des performances des membranes d'osmose directe actuelles, il n'est pas possible durant les premières années d'exploitation du réservoir d'hydrocarbures de produire suffisamment d'eau d'injection par le seul procédé d'osmose directe décrit dans WO 2006/120399 et dans FR 11 58956. Le besoin qui consiste à disposer d'un procédé de production d'eau d'injection à faible coût énergétique, ne présentant pas les inconvénients de l'art antérieur, n'est donc toujours pas totalement satisfait.
De plus, utiliser différents procédés de production d'eau d'injection de façon consécutive, en fonction du stade d'exploitation de la formation souterraine, peut présenter des inconvénients. Chaque procédé a besoin d'installations différentes qui peuvent être coûteuses et nécessiter de la place parfois non disponible. Utiliser différents procédés de production d'eau d'injection peut donc représenter un surcoût et une complexification non souhaités du procédé d'exploitation du réservoir souterrain.
RESUME DE L' INVENTION
L'un des objectifs de la présente invention est de proposer un procédé d'extraction d'hydrocarbures dans lequel l'eau d'injection nécessaire à l'extraction des hydrocarbures est produite en quantité suffisante, à un coût énergétique minimal, durant tout le long de l'exploitation du réservoir souterrain d'hydrocarbures.
L'invention vise également à satisfaire au moins l'un des objectifs suivants :
- proposer un procédé d'extraction d'hydrocarbures dans lequel de l'eau d'injection dont la qualité est suffisante pour être introduite dans la formation souterraine est obtenue à partir d'eaux facilement disponibles, même si celle-ci comprend un soluté indésirable, comme le sulfate ;
- proposer un procédé d'extraction d'hydrocarbures dans lequel l'eau de production est mise à profit ;
- proposer un procédé d'extraction d'hydrocarbures adapté à tous les stades d'exploitation du réservoir d'hydrocarbures ; - proposer un procédé d'extraction d'hydrocarbures simple à mettre en œuvre tout au long de l'exploitation du réservoir d'hydrocarbures ;
- proposer un procédé d'extraction d'hydrocarbures nécessitant un dispositif de production d'eau d'injection peu volumineux et peu coûteux.
En outre, on souhaite proposer un dispositif de production d'eau d'injection pouvant être utilisé de façon optimale durant toute la durée de l'exploitation du réservoir d'hydrocarbures.
La présente invention a pour objet un procédé d'extraction d'hydrocarbures comprenant les étapes consistant à :
- extraire d'une formation souterraine un flux de production ;
- séparer ce flux en au moins une fraction hydrocarburée et une fraction aqueuse appelée eau de production et
- réintroduire dans la formation souterraine une eau d ' injection,
caractérisé en ce que :
- au moins une première partie de ladite eau d'injection est un perméat obtenu par mise en contact, via une membrane d'osmose directe, avec au moins une partie de l'eau de production et d'une eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et comprenant un soluté indésirable, et
- au moins une deuxième partie de ladite eau d'injection est un perméat obtenu par nanofiltration et/ou osmose inverse d'une eau comprenant un soluté indésirable.
Selon un mode de réalisation préféré, ladite eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production et ladite eau comprenant un soluté indésirable sont de l'eau de mer. De plus, le soluté indésirable peut être l'ion sulfate. En outre, ladite deuxième partie d'eau d'injection qui est un perméat obtenu par nanofiltration et/ou osmose inverse, peut de manière préférée être un perméat obtenu par nanofiltration améliorée et/ou osmose inverse améliorée d'une eau comprenant un soluté indésirable, l'eau comprenant un soluté indésirable étant mise en contact, via respectivement une membrane de nanofiltration et/ou d'osmose inverse, avec de l'eau de production.
En outre, la présente invention a pour objet un procédé d'extraction d'hydrocarbures à l'aide d'eau d'injection dans lequel ,
durant un premier stade d'exploitation, l'eau d'injection est un perméat obtenu par nanofiltration et/ou osmose inverse d'une eau comprenant un soluté indésirable ;
- durant un second stade d'exploitation, l'eau d'injection est au moins pour une partie un perméat obtenu par nanofiltration et/ou osmose inverse d'une eau comprenant un soluté indésirable, et au moins pour une autre partie un perméat obtenu par mise en contact, dans une unité d'osmose directe, de part et d'autre d'une membrane d'osmose, d'au moins une partie d'eau de production et d'une eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et comprenant un soluté indésirable ; et
durant un troisième stade d'exploitation, l'eau d'injection est un perméat obtenu par mise en contact, dans une unité d'osmose directe, de part et d'autre d'une membrane d'osmose, d'eau de production et d'une eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et comprenant un soluté indésirable.
Enfin, l'invention a également pour objet un dispositif de production d'eau d'injection spécialement conçu pour la mise en œuvre du procédé ci-dessus. Ce dispositif comprend plusieurs unités de filtration, chaque unité comprenant au moins une membrane de filtration choisie parmi les membranes de type nanofiltration, de type osmose inverse et de type osmose directe, chaque unité étant caractérisée par le fait que sa membrane de filtration est amovible et est remplaçable par une membrane de filtration d'un autre type.
BREVE DESCRIPTION DE LA FIGURE
La figure 1 représente schématiquement un mode de réalisation du procédé selon l'invention. DESCRIPTION DETAILLEE
La présente invention a donc pour objet un procédé d'extraction d'hydrocarbures. Celui-ci comprend au moins les étapes consistant à :
- extraire d'une formation souterraine un flux de production ;
- séparer ce flux en au moins une fraction hydrocarburée et une fraction aqueuse appelée eau de production ;
- réintroduire dans la formation souterraine une eau d ' in ection .
Dans la présente invention, on appelle « flux de production » le flux issu d'une formation souterraine contenant des hydrocarbures. Le flux de production est un mélange d'hydrocarbures, d'eau et éventuellement de particules solides et de gaz. Ce flux de production est séparé en plusieurs fractions dans une unité de séparation, telle qu'un séparateur primaire bi- ou triphasique. Au moins une fraction hydrocarburée est récupérée dans une ligne de collecte d'hydrocarbures et une fraction aqueuse est soutirée. Celle-ci est ensuite traitée dans divers dispositifs tels que les décanteurs, les hydrocyclones, les unités de flottation, les unités de filtration membranaire ou toute autre unité de traitement appropriée destinée à séparer les particules et les hydrocarbures dispersés de la fraction aqueuse . Dans la présente invention, on appelle « eau de production » la fraction aqueuse obtenue après séparation du flux de production.
L'eau de production peut contenir des impuretés, par exemple :
- des particules en suspension, dont le diamètre peut aller de quelques nanomètres à quelques micromètres suivant les traitements utilisés,
- des microorganismes,
- des sels dissous,
- des métaux lourds,
- des composés organiques dissous, en particulier des hydrocarbures ,
- des composés organiques non solubles en dispersion, en particulier des hydrocarbures,
- des gaz dissous.
La concentration en hydrocarbures dispersés et en particules en suspension dans l'eau de production est typiquement comprise entre 0 et 500 mg/L.
L'eau de production a une pression osmotique donnée notée nP. Dans la présente invention, la « pression osmotique » d'une solution désigne la pression qu'il faut exercer sur la solution pour empêcher le solvant de traverser une membrane semiperméable d'osmose, ladite solution se trouvant d'un côté de la membrane et son solvant à l'état pur se trouvant de l'autre côté. La pression osmotique ΠΡ de l'eau de production peut être comprise entre 0 et 200 bars. Cette pression osmotique est en général essentiellement due à la présence d'ions chlorure, sodium, potassium, sulfates, magnésium, calcium, strontium et/ou baryum dans l'eau de production .
Dans la présente invention, on entend par « eau d'injection » l'eau dont les caractéristiques physico¬ chimiques la rendent apte à être injectée dans la formation souterraine. Ces caractéristiques physico-chimiques dépendent essentiellement de la nature de la formation souterraine dans laquelle se fait la réinjection. Elles peuvent être déterminées par l'homme du métier. A titre d'exemple, pour pouvoir être utilisée comme eau d'injection, l'eau peut avoir une concentration en hydrocarbures dispersés comprise entre 0 et 500 mg/L, une concentration de particules comprise entre 0 et 200 mg/L, et une taille de particules comprise entre 0,5 et 20 micromètres.
En outre, l'eau d'injection peut avoir une concentration en sulfates avantageusement inférieure à 50 mg/L de façon plus préférée inférieure à 40 mg/L et de façon encore plus préférée inférieure à 10 mg/L.
Si elle respecte ces caractéristiques physico-chimiques, l'eau de production peut elle-même être utilisée directement comme eau d'injection.
Dans le procédé objet de la présente invention, l'eau d'injection introduite dans la formation souterraine est constituée d'au moins deux flux distincts, qui ont été obtenus simultanément par deux techniques différentes :
- au moins une première partie de ladite eau d'injection est obtenue par osmose directe,
- au moins une deuxième partie de ladite eau d'injection est obtenue par nanofiltration et/ou osmose inverse.
L'osmose directe est un phénomène physico-chimique bien connu qui consiste en la diffusion du solvant d'une solution de faible pression osmotique vers une solution de forte pression osmotique à travers une membrane d'osmose.
Dans le procédé objet de la présente invention, pour obtenir la première partie de l'eau d'injection, au moins une partie de l'eau de production est mise en contact, via une membrane d'osmose directe, avec une eau dont la pression osmotique est inférieure à la pression osmotique de l'eau de production et comprenant au moins un soluté indésirable.
Pour cela, au moins une partie de l'eau de production peut être introduite dans une unité de filtration comprenant une membrane d'osmose directe, d'un premier côté de ladite membrane. L'eau de production peut avoir une concentration en sulfates avantageusement inférieure à 1000 mg/L de façon plus préférée inférieure à 200 mg/L, et de façon encore plus préférée inférieure à 100 mg/L. D'un second côté de ladite membrane, on introduit une eau ayant une pression osmotique ΠΜ inférieure à la pression osmotique de l'eau de production nP et comprenant au moins un soluté indésirable, qui rend ladite eau impropre à être injectée telle qu'elle dans la formation souterraine. Les composés indésirables entraînent typiquement des risques de précipitation, de corrosion, de prolifération bactérienne. D'une façon générale, ils peuvent endommager les installations pétrolières ou sont néfastes à la formation souterraine.
Ladite eau ayant une pression osmotique ΠΜ inférieure à la pression osmotique de l'eau de production ΠΡ peut être choisie dans le groupe constitué par l'eau de mer, l'eau de lac, l'eau de rivière, l'eau d'aquifère, les eaux usées domestiques et les eaux usées industrielles.
De préférence, ladite eau est de l'eau de mer. La sélection de l'eau de mer est particulièrement avantageuse si l'extraction d'hydrocarbures est offshore. L'eau de mer à 25 °C a une pression osmotique d'environ 25 bars. Dans un mode de réalisation où l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production est de l'eau de mer, l'eau de production a de préférence une pression osmotique supérieure à 25 bars, plus préfèrentiellement supérieure à 35 bars, plus préfèrentiellement encore supérieure à 45 bars, et en particulier comprise entre 75 bars et 200 bars. Le soluté indésirable est typiquement l'ion sulfate dont la concentration dans l'eau de mer est typiquement comprise entre 1 et 10 g/L.
Dans un mode de réalisation où l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production est de l'eau provenant d'un aquifère, le soluté indésirable est tout type d'ion pouvant précipiter avec un contre-ion de l'eau de production, ainsi que toute molécule organique pouvant causer un impact environnemental important en cas d'injection dans la formation souterraine.
La différence de pression osmotique entre les solutions de part et d'autre de la membrane est à l'origine du phénomène de diffusion. L'eau ayant la plus petite pression osmotique diffuse à travers la membrane. Le flux de diffusion peut être typiquement calculé selon la formule suivante :
QoD = SoD X Lp(OD) X K(OD) x(nP(0D) ~~ ΠΜ )
dans laquelle
QOD désigne le débit de diffusion par osmose directe (en L.ïT1) ,
SOD désigne la surface de la membrane d'osmose directe
(en m2) ,
LP(OD) désigne la perméabilité de la membrane d'osmose (en L .h-1.IÎT2.bar-1) ,
K(OD) désigne le coefficient de pression osmotique apparente, qui dépend notamment des conditions opératoires et du type de membrane d'osmose, et
nP(0D) et ΠΜ désignent la pression osmotique de respectivement l'eau de production et l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production (en bar) .
La différence de pression osmotique (nP(0D) ~ ¾) peut de préférence être supérieure à 10 bars, de façon plus préférée supérieure à 20 bars, et de façon encore plus préférée comprise entre 50 bars et 200 bars. En sortie de l'unité de filtration comprenant une membrane d'osmose directe, deux flux sont obtenus :
- Un concentrât provenant du compartiment dans lequel entre l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production. Ses caractéristiques physico-chimiques correspondent à celles du flux entrant dans ce compartiment de l'unité, à un facteur de concentration près. Typiquement, la concentration du soluté indésirable est plus élevée dans le concentrât que dans le l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production. Par contre, son débit est plus faible. Le concentrât peut être évacué de l'unité de filtration et rejeté dans l'environnement de manière appropriée suivant la réglementation en vigueur.
- Un perméat provenant du compartiment dans lequel entre l'eau de production. Ses caractéristiques physico-chimiques correspondent à celles de l'eau de production, à un facteur de dilution près. Le perméat est avantageusement utilisé dans le procédé d'extraction d'hydrocarbures en tant qu'une partie de l'eau d'injection.
Grâce à cette technique d'osmose directe, la première partie de l'eau d'injection utile au procédé d'extraction d'hydrocarbures est obtenue à partir d'une eau de production et d'une eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production, avec un apport d'énergie minimal. L'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production peut être choisie parmi les eaux facilement disponibles, même si celles-ci comprennent un soluté indésirable, comme le sulfate. En outre, l'eau de production qui était dans l'art antérieur souvent considérée comme un sous-produit est dans le procédé selon l'invention mise à profit.
Cependant, le volume d'eau d'injection ainsi produit est limité par le volume d'eau de production disponible. Or, en particulier au stade initial de l'extraction d'hydrocarbures d'une formation souterraine, le volume d'eau de production est faible. C'est pourquoi la production d'eau d'injection par osmose directe peut être combinée à une production d'eau d'injection par une ou plusieurs autres méthodes.
Dans le procédé selon l'invention, au moins une deuxième partie de ladite eau d'injection est un perméat obtenu par nanofiltration et/ou osmose inverse d'une eau comprenant un soluté indésirable.
La technique de la nanofiltration est une technique de filtration spécifique bien connue dans laquelle on force un solvant à traverser une membrane de nanofiltration en lui appliquant une pression suffisante. En raison de la taille des pores de la membrane, tous les solutés sont retenus, à l'exception des ions monovalents. L'osmose inverse repose quant à elle sur le même phénomène physico-chimique que l'osmose directe, à la différence près que, la solution étant soumise à une pression extérieure supérieure à sa pression osmotique, la diffusion du solvant à travers une membrane d'osmose est inversée : la diffusion se fait d'une solution de forte pression osmotique vers une solution de faible pression osmotique.
L'eau comprenant un soluté indésirable peut être choisie dans le groupe constitué par l'eau de mer, l'eau de lac, l'eau de rivière, l'eau d'aquifère, les eaux usées domestiques et les eaux usées industrielles. Lorsqu'il s'agit d'eau de mer, le soluté indésirable est typiquement l'ion sulfate dont la concentration dans l'eau de mer est typiquement comprise entre 1 et 10 g/L. Lorsqu'il s'agit d'une eau provenant d'un aquifère, le soluté indésirable est tout type d'ion pouvant précipiter avec un contre-ion de l'eau de production, ainsi que toute molécule organique pouvant causer un impact environnemental important en cas d'injection. De préférence, ladite eau comprenant un soluté indésirable utilisée dans cette étape de nanofiltration et/ou d'osmose inverse est la même que l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production utilisée dans l'étape d'osmose directe décrite ci- avant. De préférence, ladite eau est de l'eau de mer, notamment si l'extraction d'hydrocarbures est offshore.
Au moins une partie de l'eau comprenant un soluté indésirable est introduite dans une unité de filtration comprenant une membrane de nanofiltration ou une membrane d'osmose directe, d'un premier côté de ladite membrane. Une pression suffisante est appliquée à ladite eau comprenant un soluté indésirable de manière à ce que l'eau traverse la membrane .
Selon un mode de réalisation particulièrement avantageux, la technique de nanofiltration et/ou d'osmose inverse utilisée peut être une nanofiltration améliorée et/ou une osmose inverse améliorée. Par « nanofiltration améliorée » et « osmose inverse améliorée », on entend ici un procédé de filtration, respectivement de nanofiltration et d'osmose inverse, dans lequel ladite eau comprenant un soluté indésirable est mise en contact, via une membrane de filtration correspondante, avec de l'eau de production. Ainsi, selon ce mode de réalisation, ladite deuxième partie de l'eau d'injection est un perméat obtenu par nanofiltration améliorée et/ou par osmose inverse améliorée d'une eau comprenant un soluté indésirable, l'eau comprenant un soluté indésirable étant mise en contact, via respectivement une membrane de nanofiltration et/ou d'osmose inverse, avec de l'eau de production.
Contrairement au procédé classique de nanofiltration ou d'osmose inverse, dans lequel l'unité de filtration ne possède qu'une seule entrée (l'alimentation) et deux sorties (le perméat et le concentrât), le procédé de filtration dit amélioré est réalisé avec une unité possédant deux entrées : en plus de l'alimentation normale, de l'eau de production est introduite du côté perméat de la membrane de filtration correspondante .
La nanofiltration ou osmose inverse améliorée est avantageuse si l'eau comprenant un soluté indésirable a une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production. La différence de pression osmotique entre l'eau comprenant un soluté indésirable et l'eau de production permet d'abaisser le gradient de pression osmotique de part et d'autre de la membrane de filtration, voire de le rendre négatif. La pression à appliquer du côté de l'alimentation de la membrane en eau comprenant un soluté indésirable sera donc plus faible, ce qui permet de réaliser des économies d'énergie.
Le flux de diffusion par nanofiltration ou par osmose inverse peut être typiquement calculé selon les formules suivantes :
Qoi = Soi X LP(0i) X [ PTM(0i) + K(0i) χ(ΠΡ(0ΐ) - ΠΜ) ]
et
QNF = SNF X Lp(NF) x [ PTM(NF) + K(NF) x(nP(NF) - ΠΜ) ] dans lesquelles
Qoi désigne le débit de diffusion par osmose inverse (en L.ïT1) ,
Soi désigne la surface de la membrane d'osmose inverse
(en m2) ,
Lp(oi) désigne la perméabilité de la membrane d'osmose (en L .h-1.m-2.bar-1) ,
PTM(oi) désignent la pression transmembranaire de la membrane d'osmose (en bar),
K(oi) désigne le coefficient de pression osmotique apparente, qui dépend notamment de la salinité de l'eau de production, et Πρ ( οΐ ) et ΠΜ désignent la pression osmotique de respectivement l'eau de production et l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production (en bar),
QNF désigne le débit de diffusion par nanofiltration (en
L.ïT1) ,
SNF désigne la surface de la membrane de nanofiltration (en m2) ,
Lp ( NF ) désigne la perméabilité de la membrane de nanofiltration (en L .h-1.IÎT2.bar-1) ,
PTM(NF) désignent la pression transmembranaire de la membrane de nanofiltration qui est la moyenne des pressions d'entrée et de sortie du côté concentrât moins la moyenne des pressions d'entrée et de sortie du côté eau de production (en bar) ,
K (NF ) désigne le coefficient de pression osmotique apparente, qui dépend notamment de la salinité de l'eau de production, et
Πρ ( F ) et ΠΜ désignent la pression osmotique de respectivement l'eau de production et l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production (en bar) .
La pression transmembranaire PTM( 0i ) peut de préférence être inférieure à 60 bars, de façon plus préférée inférieure à 25 bars, et de façon encore plus préférée comprise entre 10 bars et 0 bar.
La pression transmembranaire PTM(NF) peut de préférence être inférieure à 30 bars, de façon plus préférée inférieure à 25 bars, et de façon encore plus préférée comprise entre 15 bars et 0 bar.
La différence de pression osmotique (ΠΡ(ΝΡ) - ΠΜ) dans le cas d'une nanofiltration peut de façon générale être comprise entre -15 bar et 200 bars. Dans le cas où le débit d'eau de production entrant est nul ou faible, la différence de pression osmotique (ΠΡ(ΝΡ) - ΠΜ) peut être comprise entre -15 bars et 0 bar. Dans le cas où le débit d'eau de production entrant est plus élevé, cette différence (nP(NF) - ΠΜ) peut être comprise entre 0 bar et 50 bars, voire s'élever jusqu'à 200 bars.
La différence de pression osmotique (ΠΡ(0ΐ) - ΠΜ) dans le cas d'une osmose inverse peut de façon générale être comprise entre -ΠΜ (soit environ -25 bars dans le cas de l'utilisation d'eau de mer) et 200 bars. Dans le cas où le débit d'eau de production entrant est nul ou faible, la différence de pression osmotique (ΠΡ(0ΐ) - ΠΜ) peut être comprise entre -ΠΜ et 0 bar. Dans le cas où le débit d'eau de production entrant est plus élevé, cette différence (ΠΡ(0ΐ) - ΠΜ) peut être comprise entre 0 bar et 50 bars, voire s'élever jusqu'à 200 bars.
En sortie de l'unité de filtration comprenant une membrane de nanofiltration ou d'osmose inverse, deux flux sont obtenus :
- Un concentrât provenant du compartiment dans lequel entre l'eau comprenant un soluté indésirable. Ses caractéristiques physico-chimiques correspondent à celles du flux entrant dans ce compartiment de l'unité, à un facteur de concentration près. Typiquement, la concentration du soluté indésirable est plus élevée dans le concentrât que dans le l'eau comprenant un soluté indésirable. Par contre, son débit est plus faible. Le concentrât peut être évacué de l'unité de filtration et rejeté dans l'environnement de manière appropriée suivant la réglementation en vigueur.
Un perméat provenant de l'autre compartiment de l'unité, de l'autre côté de la membrane. Le perméat est avantageusement dépourvu du soluté indésirable, et peut être utilisé dans le procédé d'extraction d'hydrocarbures en tant qu'une partie de l'eau d'injection. Dans le procédé selon l'invention, l'eau d'injection peut être constituée uniquement de deux parties : une première partie obtenue par osmose directe et une seconde partie obtenue par nanofiltration ou par osmose inverse.
Toutefois, on envisage également la possibilité que l'eau d'injection utilisée dans le procédé d'extraction d'hydrocarbures selon l'invention soit constituée de plus de deux parties, au moins une partie obtenue par osmose directe, et au moins deux autres parties choisies parmi :
- une partie obtenue par nanofiltration classique,
- une partie obtenue par nanofiltration améliorée,
- une partie obtenue par osmose inverse classique,
- une partie obtenue par osmose inverse améliorée.
Les différentes techniques de production d'eau d'injection peuvent en effet être combinées.
En outre, une partie de l'eau d'injection peut être directement de l'eau de production si celle-ci est conforme aux spécifications de réinjection.
Le débit de l'eau d'injection peut donc se présenter sous la forme d'une somme des différents débits d'eau d'injection obtenus simultanément de différentes manières :
dans laquelle
Qi désigne le débit d'eau d'injection total (en L.h-1), QpW désigne le débit d'eau de production réinjecté (en
L.ÏT1) ,
QOD désigne le débit d'eau d'injection obtenu par osmose directe (en L.h-1),
Qoi désigne le débit d'eau d'injection obtenue par osmose inverse (en L.h-1),
QNF désigne le débit d'eau d'injection obtenue par nanofiltration (en L.h-1). L'utilisation combinée de plusieurs techniques de production d'eau d'injection permet de répondre au besoin d'adaptation aux conditions d'exploitation du réservoir d'hydrocarbures. Suivant les débits d'eau de production disponibles, les techniques permettant de produire en quantité suffisante de l'eau d'injection au plus faible coût énergétique possible ne sont pas les mêmes.
Ainsi, un objet de la présente invention consiste en un procédé d'extraction d'hydrocarbures à l'aide d'eau d'injection dans lequel la méthode de production d'eau d'injection varie en fonction du stade d'exploitation du réservoir d'hydrocarbures. Dans ce procédé d'extraction d'hydrocarbures, le procédé décrit ci-avant est mis en œuvre dans au moins un stade d'exploitation.
Le procédé d'extraction d'hydrocarbures peut comprendre au moins trois stades d'exploitation.
Généralement, dans le premier stade d'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbures, la quantité d'eau de production produite est faible. Il est donc intéressant de produire l'eau d'injection nécessaire par des procédés de nanofiltration et/ou osmose inverse d'une eau comprenant un soluté indésirable. La nanofiltration peut être privilégiée dans la mesure où celle-ci requiert généralement un gradient de pression osmotique plus faible que celui de l'osmose inverse. Si de l'eau de production est disponible, il peut être alors intéressant de produire au moins en partie de l'eau d'injection par nanofiltration améliorée.
Après cette phase initiale d'exploitation, la quantité d'eau de production produite augmente progressivement. Durant un second stade d'exploitation, l'eau d'injection est au moins pour une partie un perméat obtenu par nanofiltration et/ou osmose inverse d'une eau comprenant un soluté indésirable, et au moins pour une autre partie un perméat obtenu par mise en contact, dans une unité d'osmose directe, de part et d'autre d'une membrane d'osmose, d'au moins une partie d'eau de production et d'une eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et comprenant un soluté indésirable. Il peut s'agir, durant ce second stade, du procédé objet de la présente invention décrit ci-avant. Ce second stade d'exploitation peut être mis en œuvre comme décrit ci-avant de façon détaillée. En particulier, en fonction de la quantité d'eau de production disponible, on peut coupler une production d'eau d'injection par osmose directe avec une production d'eau d'injection par nanofiltration améliorée ou par osmose inverse améliorée. Selon ce mode de réalisation préféré, durant un second stade d'exploitation, l'eau d'injection est au moins pour une partie un perméat obtenu par nanofiltration améliorée et/ou osmose inverse améliorée d'une eau comprenant un soluté indésirable, l'eau comprenant un soluté indésirable étant mise en contact, via respectivement une membrane de nanofiltration et/ou d'osmose inverse, avec de l'eau de production .
Enfin, lorsque le débit d'eau de production est suffisant, l'eau d'injection peut n'être produite que par osmose directe, ce qui représente un gain énergétique important. Ainsi, durant un troisième stade d'exploitation, l'eau d'injection est un perméat obtenu par mise en contact, dans une unité d'osmose directe, de part et d'autre d'une membrane d'osmose, d'eau de production et d'une eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et comprenant un soluté indésirable.
A ces différents stades de production d'hydrocarbures, l'homme du métier pourra ajouter d'autres stades préliminaires, intercalaires ou subséquents.
Le procédé d'extraction d'hydrocarbures selon l'invention permet de façon avantageuse de produire l'eau d'injection nécessaire à l'extraction des hydrocarbures en quantité suffisante, à un coût énergétique minimal, durant tout le long de l'exploitation du réservoir souterrain d'hydrocarbures. Ce procédé ne nécessite pas l'utilisation de solution synthétique : l'eau d'injection est obtenue à partir d'eaux facilement disponibles, notamment l'eau de mer dans le cas de procédé offshore. En outre, ce procédé permet de mettre à profit l'eau de production qui est souvent considérée comme en déchet dont la gestion est problématique.
De plus, le procédé d'extraction d'hydrocarbures selon l'invention est simple à mettre en œuvre tout au long de l'exploitation du réservoir d'hydrocarbures et il peut être mis en œuvre grâce à un dispositif peu coûteux. En effet, les inventeurs ont découvert que l'eau d'injection produite par différents procédés comme décrit dans le procédé selon l'invention pouvait néanmoins être produite dans un unique dispositif simple et modulable, pouvant être utilisé de façon optimale durant toute la durée de l'exploitation du réservoir d 'hydrocarbures . La présente invention a donc également pour objet un dispositif de production d'eau d'injection, utilisable dans les procédés d'extraction d'hydrocarbures décrits ci-avant, comprenant plusieurs unités de filtration, chaque unité comprenant au moins une membrane de filtration choisie parmi les membranes de type nanofiltration, de type osmose inverse et de type osmose directe, chaque unité étant caractérisée par le fait que sa membrane de filtration est amovible et est remplaçable par une membrane de filtration d'un autre type.
La configuration de ces membranes est de préférence une configuration spiralée permettant avantageusement un travail sous pression au début de la vie du champ. Dans le cas où une osmose directe peut être mise en œuvre dès le début de la vie du champ (par approvisionnement d'eau de production de champs voisins par exemple), d'autres configurations membranaires peuvent être envisagées telles que les modules à fibres creuses ou planes. Ces modules peuvent être installés sur une plateforme offshore ou immergés dans l'eau de plus faible salinité contenant un composé à éliminer (eau de mer par exemple) .
Le dispositif de production d'eau d'injection spécialement conçu pour la mise en œuvre du procédé selon l'invention comprend au moins deux unités de filtration. Chaque unité comprend classiquement un carter et au moins une membrane de filtration.
Le carter, c'est à dire l'enveloppe rigide qui entoure la ou les membranes quelles que soient leur configuration, peut être équipé de deux entrées de part et d'autre de la membrane et deux sorties également de part et d'autre de la membrane. La présence de deux entrées permet à l'unité de fonctionner soit en mode nanofiltration, soit en mode nanofiltration améliorée, soit en mode osmose inverse, soit en mode osmose inverse améliorée, soit en mode osmose directe. Le carter est de préférence prévu pour résister au moins à une pression de 30 bars, préfèrentiellement de 40 bars, et plus préfèrentiellement de 50 bars.
Chaque unité de filtration peut comprendre une seule membrane, ou bien plusieurs membranes, de préférence identiques, disposées en parallèles. La nature de la membrane est choisie en fonction du procédé de filtration que l'on souhaite mettre en œuvre dans l'unité de filtration. La membrane peut être notamment choisie parmi les membranes de type nanofiltration, de type osmose inverse et de type osmose directe.
Par « membrane de type nanofiltration », on entend toute membrane permettant de retenir des molécules organiques et minérales de très faible poids moléculaire, notamment les sulfates. Une membrane de nanofiltration se caractérise souvent par sa capacité à retenir les ions multivalents et à laisser passer une partie des ions monovalents. Les membranes de nanofiltration peuvent être polymériques , céramiques, en nanotubes de carbones alignés, en aquaporine, en matrice mixte polymère-nanoparticules ou une combinaison de ces différentes options. Elles peuvent être sous forme plane, spiralée, tubulaire ou fibre creuse. Des membranes de nanofiltration sont actuellement disponibles dans le commerce et peuvent convenir à la présente application. On peut citer par exemple les membranes de DOW ou d 'Hydranautics .
Par « membrane de type osmose directe » et « membrane de type osmose inverse », on entend toute membrane semi- perméable ne laissant passer que le solvant (en général l'eau), et pas les autres substances en solution, notamment des sels multivalents et monovalents. La membrane d'osmose directe et inverse peut être une membrane organique, constituée de matériaux polymères ou co-polymères comme l'acétate de cellulose, le nitrate de cellulose, le polysulfone, le fluorure de polyvilidène, le polyamide et 1 ' acrylonitrile . La membrane d'osmose peut également être une membrane minérale ou céramique constituée de matériaux comme le carbure de silicium, l'alumine, la zéolithe, la zircone, l'oxyde de titane ou des oxydes mixtes silice et alumine ou silice et zircone. La membrane d'osmose peut également être une membrane mixte nano-particule-polymères , une membrane à base de nanotubes de carbone alignés ou dispersés, ou une membrane contenant des aquaporines, telle que celles décrites dans la demande de brevet WO 2006/122566. Elles peuvent être sous forme plane, spiralée, tubulaire ou fibre creuse. De nombreuses membranes destinées à des applications d'osmose inverse sont actuellement disponibles dans le commerce et peuvent convenir à la présente application. On peut citer par exemple les membranes Qfx de NanoH20, les membranes commerciales d'osmose inverse de, par exemple, DOW, Hydranautics , Osmonics et Toray. La membrane d'osmose selon l'invention peut être réalisée selon différentes configurations connues de l'homme du métier. Par exemple, la membrane d'osmose peut être disposée en spirale, en fibre creuse ou en plaque. Le choix de la nature et de la configuration de la membrane peut dépendre du volume des flux traités, de la compacité, de la qualité des alimentations du contacteur membranaire et de la robustesse désirée.
Chaque unité de filtration est conçue pour permettre la circulation d'une solution à forte pression osmotique d'un côté de la membrane et d'une solution à faible pression osmotique de l'autre côté de la membrane. Toute configuration de l'unité de filtration permettant de mettre en contact deux eaux de salinité différente peut être utilisée pour cette application. On peut notamment citer les modules spiralés tels que développés pour les unités d'osmose directe conventionnelle, les modules à fibres creuses équipées de membranes d'osmose directe et/ou de nanofiltration en filtration interne-externe ou externe-interne et les modules en configuration plane, comme par exemple pour une filtration sur plaque ou à cadre et à plateau.
Dans le dispositif selon l'invention, les unités de filtration sont disposées en parallèle. L'entrée et la sortie des flux dans chaque unité peuvent être gérées à l'aide de vannes. A un instant donné, plusieurs unités peuvent être en fonctionnement pour produire de l'eau d'injection. Grâce à la disposition des unités en parallèle, il est possible d'arrêter momentanément une ou plusieurs unités sans arrêter totalement la production d'eau d'injection nécessaire à l'exploitation. L'arrêt d'une unité peut être nécessaire pour nettoyer ou changer une membrane de filtration.
Dans le dispositif selon l'invention, chaque unité est caractérisée par le fait que sa membrane de filtration est amovible et est remplaçable par une membrane de filtration d'un autre type. Chaque unité de filtration est donc conçue de manière à accepter indifféremment une membrane de type osmose directe, de type osmose inverse ou de type nanofiltration . Ainsi, en fonction du type de membrane disposée dans l'unité, l'unité peut mettre en œuvre des procédés différents, et ces procédés peuvent changer dans le temps, de façon simple et peu coûteuse, en remplaçant la membrane .
Il n'est toutefois pas exclus que le dispositif selon l'invention comprenne de façon additionnelle une ou plusieurs unités de filtration fixes, non modulables, fonctionnant en complément des unités modulables décrites ici. Ces unités peuvent coupler différentes configurations de filtration plane, fibre creuse et spiralée.
Selon un mode de réalisation, le dispositif selon l'invention peut comprendre initialement plusieurs unités de nanofiltration permettant au stade initial de la vie du champ d'hydrocarbures de produire la quantité nécessaire d'eau d'injection, sans l'aide d'eau de production. L'eau de production produite peut ensuite être injectée du côté perméat des membranes de nanofiltration pour effectuer une nanofiltration améliorée. Lorsque le débit d'eau de production devient suffisamment important pour générer par osmose le flux d'eau d'injection requis, les membranes de nanofiltration sont remplacées progressivement par les membranes d'osmose directe. Le procédé d'extraction d'hydrocarbures utilisant le dispositif selon l'invention peut comprendre, entre chaque stade d'exploitation, des étapes consistant à remplacer les membranes dans les unités de filtration.
Les unités de filtration peuvent classiquement poser des problèmes de colmatage. En particulier, comme les membranes d'osmose et de nanofiltration arrêtent la plupart des matières dissoutes ou en suspension dans le flux diffusant, sauf le solvant qui est ici l'eau, il peut se produire une accumulation à la surface de la membrane de particules, de microorganismes, de composés organiques et/ou de sels. Cette accumulation peut provoquer des dégradations au niveau de l'unité de filtration, pouvant causer une baisse de rendement, voire le colmatage irréversible de la membrane. En outre, les unités d'osmose et de nanofiltration spiralées classiques comprennent des grilles (couramment appelées « spacers ») qui peuvent elles aussi s'encrasser et fortement limiter les performances du procédé. Ainsi, le bon fonctionnement des unités de filtration dépend généralement de la qualité des flux qui y sont introduits.
Le procédé selon l'invention peut comprendre en outre une étape consistant à prétraiter l'eau de production et/ou l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et/ou l'eau comprenant un soluté indésirable avant introduction dans l'unité d'osmose directe ou avant nanofiltration et/ou osmose inverse. Le dispositif de production d'eau d'injection selon l'invention peut donc comprendre en outre une ou plusieurs unités de prétraitement permettant de prétraiter un ou plusieurs des flux entrant dans les unités de filtration.
Plus précisément, le procédé peut comprendre une étape consistant à prétraiter l'eau de production dans une première unité de prétraitement avant de l'introduire dans l'unité d'osmose directe. En outre ou alternativement, le procédé selon l'invention peut comprendre une étape consistant à prétraiter l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production dans une seconde unité de prétraitement avant de l'introduire dans l'unité d'osmose directe. En outre ou alternativement, le procédé selon l'invention peut comprendre une étape consistant à prétraiter l'eau comprenant un soluté indésirable dans une troisième unité de prétraitement avant sa nanofiltration et/ou son osmose inverse. Le procédé peut donc comprendre, soit une étape de prétraitement de l'eau de production, soit une étape de prétraitement de l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production, soit une étape de prétraitement de l'eau comprenant un soluté indésirable, soit deux de ces étapes, soit les trois. Lorsque les trois étapes sont présentes, celles-ci peuvent être identiques ou différentes. Si l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production et l'eau comprenant un soluté indésirable sont la même eau, par exemple de l'eau de mer, les deuxième et troisième unités de prétraitement peuvent être une seule unité. Avantageusement, lorsque le dispositif de production d'eau d'injection comprend plusieurs unités de prétraitement et lesdites unités de prétraitement sont identiques. Ce mode de réalisation permet ainsi de rendre les unités interchangeables, ce qui d'un point de vue industriel rend le procédé simple à installer, à faire fonctionner et à entretenir.
La ou les étape (s) de prétraitement peut (peuvent) consister, indépendamment l'une de l'autre, en une étape de filtration ou en une série de plusieurs étapes de filtrations successives, les filtrations pouvant être identiques ou différentes. Avantageusement, la ou les étape (s) de prétraitement comprend (comprennent) au moins une étape d'ultrafiltration . L 'ultrafiltration, qui est une technique connue de l'homme du métier, est typiquement réalisée à l'aide d'une membrane d 'ultrafiltration . Dans la présente invention, une « membrane d 'ultrafiltration » désigne une membrane comportant des pores dont le diamètre est compris entre 1 nm et 100 nm. On peut citer par exemple les membranes d 'ultrafiltration polymériques commerciales des sociétés Polymem, Zenon, Kubota, Pall, et les membranes d'ultrafiltration céramique des sociétés Pall, Ceramem, Cometas et Inopore.
La ou les étape (s) de prétraitement peut (peuvent) en outre comprendre au moins une étape de filtration en profondeur.
La ou les étape (s) de prétraitement peut (peuvent) en outre comprendre au moins une étape d'élimination du chlore ainsi que de l'oxygène dissous.
Le prétraitement permet avantageusement d'augmenter la durée de vie des membranes en éliminant les particules, les microorganismes et/ou les hydrocarbures en dispersion dans l'eau de production limitant ainsi l'encrassement de l'unité et le colmatage des membranes.
Le choix des étapes de prétraitement et des unités de prétraitement à mettre en œuvre dépend essentiellement de la composition des flux entrant dans les unités et de la spécification à atteindre pour que le flux prétraité n'endommage pas les unités de filtration.
Avantageusement, les flux prétraités ne contiennent ni particules, ni microorganismes. En outre, les flux prétraités peuvent avoir une concentration en chlore actif avantageusement inférieure à 0,1 mg/L. De plus, les flux prétraités peuvent avoir une concentration en hydrocarbures sous forme dispersée avantageusement inférieure à 5 mg/L. La mise en œuvre d'un prétraitement de l'eau de production, permet avantageusement d'éliminer les hydrocarbures en dispersion, les microorganismes et les particules, et ainsi d'atteindre les spécifications requises pour l'eau d ' in ection .
Le procédé objet de l'invention peut éventuellement comprendre une étape de post-traitement des perméats obtenus en sortie des unités de filtration, avant que ceux-ci soient introduits dans la formation souterraine. Le post-traitement peut par exemple consister en une désoxygénation . La désoxygénation des eaux d'injection est couramment utilisée pour éviter le développement de bactéries dans les puits pétroliers . D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront du mode de réalisation et l'exemple décrit ci- dessous .
DESCRIPTION DETAILLEE DE LA FIGURE
Sur la figure 1 est représenté un mode de réalisation du procédé de production d'eau d'injection selon l'invention.
Le dispositif de production d'eau d'injection 1 comprend deux unités de filtration 2 et 3. L'eau de production 4 est prétraitée par l'intermédiaire de l'unité de prétraitement 5. L'eau de plus faible pression osmotique et qui contient un soluté indésirable 6, typiquement de l'eau de mer, est prétraitée par l'intermédiaire de l'unité de prétraitement 7.
Ladite unité de prétraitement 5 comprend les prétraitements nécessaires à l'obtention d'une eau respectant les spécifications de réinjection. Le flux d'eau de production 4 est de préférence préalablement filtré sur des préfiltres ayant un diamètre allant de 500 nm à 10 pm, puis filtré sur une membrane d 'ultrafiltration .
Ladite unité de prétraitement 7 comprend de préférence au moins un dispositif d 'ultrafiltration ou un filtre en profondeur. De préférence, la première unité de prétraitement
5 et la seconde unité de prétraitement 7 sont identiques.
Deux flux d'eau de production prétraités 8 et 9 sont obtenus en sortie de la première unité de prétraitement 5 et sont introduits dans les chambres 10 et 11 des unités de 2 et
3. Des flux prétraités 12 et 13 sont obtenus en sortie de la seconde unité de prétraitement 7 et sont introduits dans les secondes chambres 14 et 15 des unités 2 et 3. Quelles que soient les membranes 18 et 19 utilisées, un flux d'eau exempt de tout soluté indésirable 16 et 17 diffuse à travers les membranes 18 et 19 depuis la seconde chambre 14 et 15 vers les premières chambres 10 et 11. L'ensemble des perméats 20 et 21 sont ensuite réunis avant d'être utilisés comme eau d'injection 22. Deux concentrâts 23 et 24 sont récupérés en sortie des secondes chambres 14 et 15. Ces concentrâts peuvent être réunis en un flux 25 et rejetés du dispositif de manière appropriée.
Au début de la production du champ pétrolier, les unités de filtration 2 et 3 peuvent être équipées de membranes de nanofiltration 18 et 19 permettant de retenir ledit composé à éliminer, typiquement les ions sulfate, dans les flux 12 et 13. A ce stade initial de la production, le débit d'eau de production est trop faible, et aucun flux 4 ne rentre dans le dispositif 1. Une pompe (non représentée) permet de fournir la pression nécessaire pour obtenir deux flux de perméat 16 et 17 à travers les membranes de nanofiltration 18 et 19. Dans le cas de la désuifatat ion par nanofiltration, connu de l'homme du métier, la pression de fonctionnement est classiquement comprise entre 30 et 40 bars.
Lorsque le flux d'eau de production 4 augmente, les flux 8 et 9 peuvent être introduits dans les chambres 10 et 11 des unités de nanofiltration 2 et 3. La différence de pression osmotique entre les flux 8 et 12 ainsi que 9 et 13 diminue ce qui permet de diminuer la pression de fonctionnement.
Lorsque la pression osmotique des chambres 10 et 11 atteint une pression osmotique égale à celle des chambres 14 et 15, le procédé n'est alors plus limité pas la pression osmotique.
Lorsque la pression osmotique du compartiment 10 dépasse celle du compartiment 14 dans l'unité de nanofiltration 2, le flux de perméat 16 peut être décomposé en deux flux : un flux d'osmose dépendant du gradient de pression osmotique et un flux de perméat produit par le biais du gradient de pression mécanique. La membrane de nanofiltration 18 peut alors être remplacée par une membrane d'osmose directe, avec une rétention plus forte, mais aussi un plus faible impact de la polarisation de concentration. Le flux d'eau d'injection 22 est alors obtenu partiellement par osmose directe dans l'unité 2 et partiellement par nanofiltration améliorée dans l'unité 3.
Ensuite, lorsque la quantité d'eau de production est suffisante, la membrane de nanofiltration 19 peut également être remplacée dans l'unité 3 par une membrane d'osmose directe. Il est ainsi possible de diminuer la pression nécessaire au fonctionnement du dispositif jusqu'à atteindre celle des seules pertes de charge des unités d'osmose directe, soit généralement au maximum 3 à 6 bars.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé d'extraction d'hydrocarbures comprenant les étapes consistant à :
i. extraire d'une formation souterraine un flux de production ;
ii. séparer ce flux en au moins une fraction hydrocarburée et une fraction aqueuse appelée eau de production et
iii. réintroduire dans la formation souterraine une eau d'injection,
caractérisé en ce que :
- au moins une première partie de ladite eau d'injection est un perméat obtenu par mise en contact, dans une unité d'osmose directe, de part et d'autre d'une membrane d'osmose, d'au moins une partie de l'eau de production et d'une eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et comprenant un soluté indésirable, et
- au moins une deuxième partie de ladite eau d'injection est un perméat obtenu par nanofiltration et/ou osmose inverse d'une eau comprenant un soluté indésirable.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que ladite eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression osmotique de l'eau de production et ladite eau comprenant un soluté indésirable sont de l'eau de mer.
3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que le soluté indésirable est l'ion sulfate.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que ladite deuxième partie d'eau d'injection est un perméat obtenu par nanofiltration améliorée et/ou osmose inverse améliorée d'une eau comprenant un soluté indésirable, l'eau comprenant un soluté indésirable étant mise en contact, via respectivement une membrane de nanofiltration et/ou d'osmose inverse, avec de l'eau de production.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'il comprend en outre une étape consistant à prétraiter l'eau de production et/ou l'eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et/ou l'eau comprenant un soluté indésirable avant introduction dans l'unité d'osmose directe ou avant nanofiltration et/ou osmose inverse.
6. Procédé d'extraction d'hydrocarbures à l'aide d'eau d'injection dans lequel,
durant un premier stade d'exploitation, l'eau d'injection est un perméat obtenu par nanofiltration et/ou osmose inverse d'une eau comprenant un soluté indésirable ;
- durant un second stade d'exploitation, l'eau d'injection est au moins pour une partie un perméat obtenu par nanofiltration et/ou osmose inverse d'une eau comprenant un soluté indésirable, et au moins pour une autre partie un perméat obtenu par mise en contact, dans une unité d'osmose directe, de part et d'autre d'une membrane d'osmose, d'au moins une partie d'eau de production et d'une eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et comprenant un soluté indésirable ; et
durant un troisième stade d'exploitation, l'eau d'injection est un perméat obtenu par mise en contact, dans une unité d'osmose directe, de part et d'autre d'une membrane d'osmose, d'eau de production et d'une eau ayant une pression osmotique inférieure à la pression de l'eau de production et comprenant un soluté indésirable.
7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que, durant un second stade d'exploitation, l'eau d'injection est au moins pour une partie un perméat obtenu par nanofiltration améliorée et/ou osmose inverse améliorée d'une eau comprenant un soluté indésirable, l'eau comprenant un soluté indésirable étant mise en contact, via respectivement une membrane de nanofiltration et/ou d'osmose inverse, avec de l'eau de production .
8. Dispositif de production d'eau d'injection utilisable dans les procédés d'extraction d'hydrocarbures selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, comprenant plusieurs unités de filtration, chaque unité comprenant au moins une membrane de filtration choisie parmi les membranes de type nanofiltration, de type osmose inverse et de type osmose directe, chaque unité étant caractérisée par le fait que sa membrane de filtration est amovible et est remplaçable par une membrane de filtration d'un autre type.
9. Dispositif selon la revendication 8, caractérisé en ce qu'il comprend en outre une ou plusieurs unités de prétraitement permettant de prétraiter un ou plusieurs des flux entrant dans les unités de filtration.
10. Dispositif selon la revendication 9, caractérisé en ce le dispositif comprend plusieurs unités de prétraitement et lesdites unités de prétraitement sont identiques.
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