FR2983738A1

FR2983738A1 - Stripage selectif au gaz d'une phase volatile contenue dans une emulsion dont la phase continue est moins volatile

Info

Publication number: FR2983738A1
Application number: FR1161455A
Authority: FR
Inventors: Van-Khoi Vu; Pratik Saha
Original assignee: Total SE
Current assignee: TotalEnergies Onetech SAS
Priority date: 2011-12-12
Filing date: 2011-12-12
Publication date: 2013-06-14
Anticipated expiration: 2031-12-12
Also published as: NO20140832A1; GB2510781A; WO2013088339A3; GB2510781B; FR2983738B1; GB201410251D0; EA201491150A1; WO2013088339A2

Abstract

La présente invention se rapporte à un procédé d'élimination d'une phase dispersée d'une émulsion, caractérisé en ce qu'il comprend une étape visant à soumettre ladite émulsion à un stripage au gaz effectué dans des conditions de température et de pression inférieures aux conditions d'ébullition du liquide de la phase dispersée, et dans lequel ledit gaz est choisi de manière à ce que la phase dispersée présente une volatilité et une affinité avec ce gaz supérieure à celle de la phase continue de ladite émulsion.

Description

La présente invention se rapporte à un procédé d'élimination d'une phase dispersée d'une émulsion. Une émulsion est un mélange d'au moins deux phases liquides non miscibles, au moins une première phase étant dispersée dans la seconde phase, généralement sous forme de gouttelettes. La première phase forme une phase dite dispersée ou discontinue et la seconde phase forme une phase dite continue. Chaque phase peut bien évidemment être une phase liquide d'un produit ou d'un mélange de produits. Dans la présente demande, le terme émulsion sera pris dans une 10 acception large sans s'attacher aux caractéristiques de dispersion telles que la taille des gouttelettes, etc. Des émulsions peuvent se former et être présentes de manière souhaitée ou non à de nombreuses occasions: On peut notamment citer le domaine du traitement des eaux usées, 15 dans lequel des particules de type huile peuvent se trouver en suspension dans l'eau. On peut également citer le domaine pétrolier dans lequel les flux traités peuvent fréquemment comprendre des produits non miscibles entre eux et sont susceptibles de former des phases distinctes. Depuis l'extraction et le 20 raffinage du pétrole brut et du gaz naturel jusqu'à leurs transformations en différents produits chimiques, il est ainsi possible d'obtenir de manière volontaire ou non des émulsions. Il est notamment fréquent lors de l'extraction du pétrole brut d'extraire simultanément de l'eau qui se trouve mélangée aux hydrocarbures, 25 et ce notamment dans les forages maritimes. L'eau présente en outre une salinité élevée qui est néfaste à la plupart des opérations ultérieures. La force de pompage peut entraîner la dispersion de l'eau dans la phase d'hydrocarbures. Dans un tel cas l'émulsion formée est clairement involontaire et non souhaitée et il est nécessaire d'appauvrir cette phase aqueuse au 30 maximum. Il est également fréquent de laver des phases d'hydrocarbures avec une phase aqueuse, notamment pour en extraire un constituant au moins partiellement miscible avec cette dernière, par exemple des hydrocarbures légers ou des alcools, notamment du méthanol. Le lavage peut alors provoquer 35 la formation d'une émulsion d'eau dans la phase hydrocarbure ou inversement. Dans un tel cas, l'émulsion formée est alors souhaitée mais seulement temporairement et il peut être nécessaire d'appauvrir la phase dispersée pour obtenir une phase continue purifiée et/ou pour récupérer la phase dispersée. On peut encore citer les industries chimiques utilisant des produits obtenus par réactions en émulsion, et notamment de polymérisation en 5 émulsion, où il peut-être nécessaire d'appauvrir ensuite l'une des phases de l'émulsion pour récupérer le produit synthétisé. Il existe de nombreux procédés visant à séparer différents composés entre eux, notamment à de telles fins de purification, enrichissement ou fractionnement de produits ou mélanges de produits. 10 Ces procédés de séparation comprennent, entre autres, les procédés de distillation, de décantation, d'adsorption sur lit d'adsorbants solides, d'extraction, de stripage, etc. De manière générale, un procédé de séparation repose sur une différence d'une ou plusieurs propriétés physico-chimiques entre les composés 15 à séparer et exploite cette différence pour en provoquer la séparation. Il pourra par exemple s'agir de différences de températures d'ébullition, de densités relatives, d'affinités avec un matériau, de tailles, de formes, de masses, etc ... Plus la différence de propriété est grande, plus la séparation sera aisée et sélective. 20 Chacun de ces procédés possède ainsi ses spécificités et ses limites et sera généralement utilisé en fonction des propriétés physico-chimiques en jeu, de sa sélectivité sur ces propriétés, des conditions opératoires nécessaires, et du degré de séparation souhaité depuis une séparation partielle jusqu'à une purification quasi totale d'un produit. 25 Les procédés de séparation peuvent être associés entre eux, le plus souvent de manière successive, et / ou répétée avec des conditions opératoires différentes afin d'obtenir la ou les séparations souhaitées. Il s'agira alors principalement de traiter des mélanges complexes et / ou dont les constituants présentent une différence de propriétés physico-chimiques peu 30 marquée ou insuffisante de telle sorte qu'il est nécessaire d'utiliser plusieurs procédés de séparation faisant intervenir plusieurs propriétés physico-chimiques différentes. Cela peut-être également nécessaire dans des procédés de purification visant un degré de pureté élevé du produit. Dans le cas de produits non miscibles, et notamment des 35 émulsions, plusieurs procédés peuvent être employés : Il est tout d'abord possible d'envisager une décantation du produit avant de procéder à une séparation des phases. Toutefois dans le cas d'une émulsion, et en fonction de la stabilité de cette dernière et notamment de la taille des gouttelettes, le temps 5 nécessaire à la décantation peut rapidement devenir très important. En outre, en l'absence de coalescence de l'émulsion, il ne sera possible de récupérer qu'une partie de la phase continue et une quantité non négligeable de celle-ci ne pourra pas être séparée. Réciproquement, la phase dispersée ne pourra que difficilement être récupérée seule. Il convient donc de 10 provoquer la coalescence de l'émulsion si celle-ci ne coalesce pas naturellement ou si le temps de coalescence est trop important. Même après coalescence de l'émulsion et récupération des phases distinctes, il existe toujours une interface au niveau de laquelle la séparation des phases est difficile à obtenir précisément, et il existera souvent une 15 quantité résiduelle d'une phase dans l'autre. La zone d'interface doit souvent être éliminée ou retraitée. On notera également que les procédés de décantation ne permettent pas d'appauvrir le produit présent dans une phase sous forme dissoute lorsque l'immiscibilité desdits produits n'est pas totale. Il est donc 20 généralement extrêmement difficile d'obtenir une pureté élevée avec un procédé de décantation seul et notamment de descendre en dessous du seuil de saturation du composé à appauvrir dans la phase à conserver. Une autre solution peut être de recourir à une distillation de l'émulsion. Cette solution ne convient toutefois pas à tous les produits. Tout 25 d'abord, il s'agit d'une opération relativement complexe à mettre en oeuvre, nécessitant un matériel lourd. Ensuite, elle se déroule généralement à température élevée, ce qui est très consommateur d'énergie et peut dans le pire des cas entraîner la dégradation d'un ou plusieurs des produits du mélange en émulsion. 30 Il convient également de noter que dans le cas particulier de l'élimination de l'eau présente dans un produit pétrolier brut, cette eau contient une forte teneur en sels. Lors du chauffage et de l'évaporation de l'eau, ces sels ont tendance à se déposer dans la colonne de distillation et à induire des phénomènes de corrosion. 35 Enfin, la distillation nécessite une différence de températures d'ébullitions entre les produits à séparer et plus la différence de températures est faible, plus la distillation sera difficile et la hauteur de colonne importante. Pour optimiser la distillation, elle est fréquemment réalisée sous pression réduite. Lorsque le mélange à séparer provient d'un réseau d'alimentation sous pression (pompage pétrolier par exemple), il est donc nécessaire d'effectuer une baisse en pression du mélange. Réaliser une chute de pression est une opération complexe et coûteuse nécessitant la mise en place de détendeurs et autres systèmes. Il est en outre fréquent de devoir ensuite remettre les produits en pression pour qu'ils soient distribués à une autre installation. La distillation peut en outre dans de nombreux cas être limitée par 10 des phénomènes de formation d'azéotropes. Une troisième technique de séparation utilisable est l'adsorption sur lits de support d'adsorbants solides tels que des tamis moléculaires, gels de silices, etc. Ces types d'adsorbants ne sont généralement pas appropriés dans le cas de mélanges de gouttelettes liquides et d'hydrocarbures lourds. En 15 outre, la régénération de ces adsorbants nécessite une température élevée, ce qui est très consommateur en énergie. Pour des composants non miscibles, il a parfois également été envisagé de recourir à la technique de stripage. Le procédé de stripage est un procédé de séparation dans lequel 20 un flux liquide est mis en contact avec un flux de gaz de manière à provoquer un transfert de matière sélectif entre ledit flux liquide et le flux gazeux, et ce en fonction des affinités relatives des différents produits entre les deux phases gazeuse et liquide, l'affinité d'un constituant pour la phase gazeuse ou liquide reposant principalement sur sa volatilité dans les conditions opératoires et sur 25 les conditions d'équilibre thermodynamique des constituants dans les phases vapeur et liquide. Les procédés de stripage sont des procédés de séparation présentant un intérêt élevé en raison de leur relative simplicité et du fait qu'ils peuvent être mis en oeuvre dans des conditions relativement simples et peu 30 gourmandes en énergie. Ainsi, il pourra s'agir d'appauvrir un constituant de la phase liquide pour enrichir la phase gazeuse avec lequel il présente une affinité plus grande (constituant arraché (« stripé ») de la phase liquide (phase « stripée ») par une phase gazeuse (phase « stripante ») et vers cette dernière). 35 Il convient de préciser que l'opération inverse consistant à appauvrir un constituant de la phase gazeuse pour enrichir la phase liquide avec laquelle il présente une affinité plus importante (constituant arraché de la phase gazeuse (phase « stripée ») par une phase liquide (phase « stripante ») et vers cette dernière), est généralement considérée comme une opération d'absorption physique ou chimique et non de stripage au gaz au sens strict du terme. Il convient donc ici de préciser que l'expression « stripage au gaz » doit être comprise dans le cadre de la présente invention comme désignant uniquement cette première variante, à savoir un stripage de la phase liquide par la phase gazeuse. En effet, l'expression stripage au gaz doit être comprise comme signifiant strictement stripage par le gaz, c'est à dire que le gaz constitue le moyen de stripage permettant d'arracher le constituant à éliminer de la phase liquide. Par exemple, la technique de stripage est fréquemment utilisée pour appauvrir des polluants de type COV (composants organiques volatils) et gaz dissous d'un flux d'eau en vue de l'assainir. Dans ce type de procédé le transfert s'effectue depuis la phase liquide et les COV sont emportés par la phase gazeuse. Il s'agit donc bien d'un procédé de stripage au gaz au sens de la présente invention. A titre de contre-exemple, on connaît également des unités de déshydratation de gaz naturel fonctionnant par stripage au triéthylèneglycol (TEG). Dans ces unités, l'eau contenue dans la phase gazeuse est transférée à la phase liquide (TEG). Comme expliqué précédemment, ce procédé ne constitue pas un procédé de stripage au gaz selon la présente invention, puisque la phase gazeuse est celle dont on retire un constituant qui est transféré à la phase liquide. Ce procédé effectue en réalité un lavage du gaz par absorption physique de l'eau par du glycol. Le principe d'un procédé de stripage au gaz est donc de favoriser le transfert du constituant à appauvrir de la phase liquide vers la phase gazeuse. Pour ce faire, le constituant à éliminer doit diffuser dans la phase 30 continue vers une interface liquide / gaz, la traverser et s'y volatiliser. Plus précisément, le transfert de matière s'effectue selon un phénomène de diffusion et de désorption du composé volatil au niveau de cette interface et provoqué par le flux de gaz. Il repose sur l'équilibre thermodynamique à atteindre par le composé volatil entre les deux phases. 35 En raison de sa plus grande volatilité relative, le composé à éliminer possède en effet une tendance naturelle à être présent dans une 2 983 73 8 6 phase gazeuse jusqu'à atteindre sa pression de vapeur saturante dans les conditions de températures considérées. Le flux de gaz assurant le renouvellement permanent de la phase gazeuse, cette pression de vapeur saturante ne peut être atteinte par le composé volatile qui se désorbe donc de 5 la phase liquide de manière continue, ce qui provoque son élimination progressive de la phase liquide. La désorption et élimination progressive du composé volatil est régie par la diffusion dudit composé volatil au sein de la phase liquide. Il convient de noter que la volatilisation du constituant ne doit pas 10 être confondue avec son ébullition, auquel cas aucune interface liquide / gaz ne serait traversée et il n'y aurait pas de phénomène de désorption du constituant. Cela équivaudrait alors sensiblement à une distillation. Ainsi, les procédés de stripage au gaz visent principalement l'élimination de constituants dissous et s'effectuent dans des conditions 15 favorisant à la fois la diffusion dudit constituant vers l'interface liquide / gaz et la volatilisation de ce constituant au niveau de cette interface. De manière générale, les procédés de stripage au gaz sont ainsi favorisés par des températures relativement élevées (restant toutefois inférieures au point d'ébullition) et une pression réduite. 20 Les inconvénients évoqués pour la distillation, à savoir la consommation d'énergie pour chauffer le mélange et la baisse en pression du réseau alimentant le procédé sont donc également valables, bien que dans une moindre mesure, pour le stripage au gaz. On peut citer plusieurs documents visant à séparer des 25 constituants potentiellement non miscibles entre eux. Le document US 5 256 258 vise l'élimination de l'eau et autres composés volatiles susceptibles d'être présents dans un fluide caloporteur. Pour ce faire, le fluide caloporteur est soumis à un flux d'azote circulant à contre-courant et qui entraîne les composés volatiles. Il convient de noter que le fluide caloporteur est à une température comprise entre 150°C et 400°C. Il s'ensuit que l'eau et les composés à appauvrir ne sont pas présents dans le fluide sous forme liquide formant une phase distincte, mais déjà sous forme gazeuse dissoute. Ainsi ce document décrit un procédé de stripage au gaz après ébullition et passage en phase dissoute des composants à entraîner.

Le document US 5 259 931 vise à purifier de l'eau contenant des hydrocarbures dissous par stripage à l'air. Ce document renvoie en préambule au document US 4 764 272 mentionnant la possibilité de traiter des hydrocarbures non seulement dissous mais mélangés à l'eau, c'est-à-dire, se présentant sous forme d'émulsion dans l'eau. Il convient toutefois de noter que le document US 4 764 272 précise que l'eau subit une première étape de décantation et que seule la phase aqueuse récupérée, c'est-à-dire ne contenant plus que des hydrocarbures dissous, est soumise au stripage. Le terme de stripage peut même être utilisé de manière parfois impropre. Ainsi, le document WO 2011/059843 vise à déshydrater une phase huileuse par aspiration générant un flux d'air de stripage. Pour ce faire, toutefois, la phase huileuse est chauffée à une température supérieure à la température d'ébullition de l'eau. Il s'ensuit que l'eau n'est plus sous forme liquide dans la phase huileuse et ne forme plus une émulsion. Ce procédé ne correspond pas non plus à un procédé de stripage tel que défini précédemment, et s'apparente plutôt à une distillation sous atmosphère contrôlée et pression réduite et présente les mêmes inconvénients. Il existe donc un besoin important pour un procédé de séparation pouvant être appliqué à une émulsion et ne présentant pas, ou seulement de manière limitée, les inconvénients mentionnés ci-dessus.

Le document EP 1 586 620 décrit un procédé de purification d'un pétrole brut de forage comprenant une étape de lavage d'une fraction liquide émulsionnée avant une étape de stripage de ladite fraction liquide dans laquelle un gaz est injecté à contre-courant. Il convient toutefois de noter que ce gaz est principalement utilisé pour acidifier l'émulsion. Il s'agit donc d'un transfert de matière depuis la phase gazeuse vers la phase liquide, ce qui ne constitue pas un stripage au gaz au sens de la présente invention. On notera également qu'il est nécessaire de recourir à un décanteur final pour séparer les phases de l'émulsion. Le document US 5 240 617 vise également spécifiquement la 30 séparation des phases d'une émulsion, et plus particulièrement d'une émulsion d'eau et d'huile, en injectant des bulles d'air dans l'émulsion, l'opération se déroulant à une température inférieure à la température d'ébullition de l'eau. Il convient de noter que la description de ce document manque de détails et n'identifie pas clairement quelle phase de l'émulsion est entraînée par 35 les bulles d'air.

Il est précisé que les bulles d'air sont injectées de manière finement dispersée et que l'agitation en résultant permet simplement une homogénéisation thermique. La présence d'un agitateur au niveau du circuit de chauffage de l'émulsion vise le même but d'homogénéisation en température.

En conséquence, il apparaît que le gaz d'un procédé selon US 5 240 617 n'est pas apte à entraîner des constituants de la phase dispersée, les constituants entraînés appartenant en réalité à la phase liquide continue. Dans le cas où l'élément entraîné est de l'eau, il convient de comprendre que le procédé décrit s'applique donc principalement à une 10 émulsion de type huile dans l'eau. La phase continue étant par nature beaucoup plus importante en termes de volume, son élimination requiert un temps beaucoup plus important si l'on souhaite récupérer le maximum de phase continue ou récupérer la phase dispersée. 15 La présente invention vise à pallier les inconvénients précédemment mentionnés et concerne pour ce faire un procédé d'élimination d'une phase dispersée d'une émulsion, caractérisé en ce qu'il comprend une étape visant à soumettre ladite émulsion à un stripage au gaz effectué dans des conditions de température et de pression inférieures aux conditions 20 d'ébullition du liquide de la phase dispersée, et dans lequel la composition dudit gaz est choisi de manière à ce que la phase dispersée présente une volatilité et une affinité avec ce gaz supérieure à celle de la phase continue de ladite émulsion. En effet, dans le cas particulier d'une émulsion dont on souhaite 25 appauvrir la phase dispersée, l'interface gaz / liquide se situe naturellement entre la phase gazeuse et la phase continue de l'émulsion et non entre la phase gazeuse et la phase liquide à « striper ». Par ailleurs, la phase dispersée n'est par définition pas dissoute dans la phase continue et n'est pas soumise à diffusion vers l'interface où elle peut être volatilisée. Par conséquent, le 30 stripage trouve par définition difficilement à s'appliquer à une émulsion. Il a ainsi été constaté de manière surprenante que la technique de stripage pouvait être appliquée directement à une émulsion pour appauvrir sa phase dispersée sans avoir à précédemment vaporiser cette dernière, notamment par ébullition. 35 Sans vouloir être liée par aucune théorie, le gaz injecté permet de pallier mécaniquement l'impossibilité de la diffusion à travers la phase continue. Il est ainsi notamment possible de provoquer un contact direct entre les gouttelettes de composé volatil et le gaz. Par ailleurs, la technique de stripage permet également l'entraînement du constituant de la phase dispersée existant sous forme 5 dissoute dans la phase continue. Le procédé permet donc d'obtenir une pureté de la phase continue extrêmement élevée, et avec notamment une concentration résiduelle en constituant de la phase dispersée très inférieure au taux de saturation de la phase continue par ledit constituant. Dans le cas d'une application à la déshydratation d'une phase hydrocarbure, il est ainsi possible 10 d'atteindre une concentration résiduelle en eau aussi basse que 1 ppm. De manière avantageuse, le procédé de stripage au gaz s'effectue en présence de moyens de mise en contact de la phase gaz avec la phase liquide dispersée. De tels moyens permettent d'augmenter la surface de contact entre la phase gazeuse et la phase liquide dispersée. 15 Préférentiellement encore, le procédé de stripage s'effectue en présence de moyens de cassage de l'émulsion. Le cassage de l'émulsion permet tout d'abord de favoriser le contact avec la phase gazeuse mais aussi de favoriser le passage du ou des constituants de la phase liquide dispersée vers une forme dissoute dans la phase liquide continue. Sous sa forme 20 dissoute, le ou les constituants sont alors soumis au procédé de stripage habituel. Selon une variante de réalisation, les moyens de mise en contact et / ou de cassage de l'émulsion comprennent des moyens de mise en écoulement turbulent du gaz. 25 Avantageusement, le procédé de stripage au gaz est effectué avec une émulsion en écoulement. Le procédé pourra alors être effectué en continu. Avantageusement encore, l'écoulement de l'émulsion lors de l'étape de stripage est au moins partiellement turbulent. Préférentiellement, l'émulsion et le gaz de stripage s'écoulent à 30 contre-courant. Alternativement, l'émulsion et le gaz de stripage pourront s'écouler à co-courant. De manière alternative ou complémentaire, lors du stripage l'émulsion est injectée à travers des moyens de pulvérisation. 35 Préférentiellement, lors du stripage l'émulsion traverse au moins un garnissage. Un tel garnissage aide à augmenter les surfaces de contact entre les différentes phases en générant des turbulences locales d'écoulement. Par ailleurs, il peut aider au cassage de l'émulsion. Préférentiellement encore, le garnissage est un garnissage structuré. De tels garnissages peuvent permettent d'obtenir une surface 5 spécifique particulièrement importante. Avantageusement, le garnissage est un garnissage à fils/fibres ou à film mince. Les garnissages à fils/fibres ou à film mince permettent un meilleur cassage de l'émulsion. Avantageusement encore, le garnissage à film mince présente une 10 caractéristique d'épaisseur de film inférieure à 0,25 mm. De manière préférentielle, l'émulsion traverse plusieurs garnissages, le premier garnissage étant le garnissage à film mince. Avantageusement, le gaz de stripage possède une température voisine mais inférieure à la température d'ébullition de l'émulsion dans les 15 conditions de pression du stripage. Par température d'ébullition de l'émulsion, il convient bien évidemment de comprendre qu'il s'agit de la plus basse température d'ébullition de ses constituants. De manière avantageusement complémentaire, la température de 20 l'émulsion est voisine mais inférieure à sa température d'ébullition dans les conditions de pression du stripage. Préférentiellement, l'étape de stripage est effectuée à température ambiante. De manière préférentielle également, l'étape de stripage est 25 réalisée dans des conditions de pression sensiblement égale à la pression atmosphérique. Selon un mode de réalisation préférentiel, la phase continue de l'émulsion est une phase hydrocarbure. De manière complémentaire, la phase dispersée est une phase 30 aqueuse. Préférentiellement, la phase aqueuse comprend du méthanol ou d'autres alcools, notamment des alcools aliphatiques. De manière complémentaire, le procédé selon l'invention est suivi d'une étape de condensation, au moins partielle, du ou des constituants de la 35 phase dispersée entraîné(s) par le gaz de stripage.

De manière complémentaire encore, l'émulsion est un condensat obtenu à partir d'une étape de séparation précédente. Selon un mode de réalisation avantageux de l'invention la composition du gaz de stripage utilisé comprend un ou plusieurs composants secondaires présents dans la phase continue et différents du constituant de la phase dispersée à éliminer. Un tel mode de réalisation peut être particulièrement utile lorsque l'on souhaite augmenter la sélectivité du procédé et que l'émulsion comprend plusieurs composés volatils susceptibles d'être entraînés indifféremment par la phase gazeuse.

Cela pourra notamment être le cas dans une application d'élimination du méthanol, voire d'autres alcools (notamment aliphatiques tels que méthanol, éthanol, propanol, butanol et pentanol, ...) d'un condensat léger comprenant, par exemple, du propane ou du butane que l'on ne souhaite pas particulièrement éliminer.

Dans un tel cas, le gaz de stripage pourra alors être enrichi dès son injection en propane ou butane. La quantité de ces composés présents dans le gaz de stripage limitera leur extraction de la phase continue de l'émulsion et leur entraînement par la phase gazeuse. Avantageusement, les composés secondaires sont présents dans 20 le gaz de stripage utilisé dans une proportion proche de leur saturation en phase gazeuse. Ainsi, le gaz de stripage étant déjà saturé, il ne pourra entraîner davantage de ces composés. Avantageusement encore, le procédé comprend au moins une étape de recirculation du gaz de stripage visant à ajuster sa composition en 25 composants secondaires de la phase continue. Une telle boucle de recirculation présente plus particulièrement deux avantages. Tout d'abord, elle permet d'obtenir rapidement un gaz de stripage saturé en constituants volatils après quelques cycles sans apports extérieurs des constituants en question. Ensuite, la boucle de recirculation 30 comprend avantageusement une étape de séparation des constituants entraînés par le gaz : les constituants de la phase discontinue de l'émulsion étant extraits du circuit et éliminés, les constituants de la phase continue que l'on souhaite conserver étant réinjecté dans le gaz de stripage afin de le maintenir en état de saturation en ces composés secondaires ou directement 35 recyclé dans la phase liquide traitée. La séparation pourra comprendre une étape de refroidissement léger visant à recondenser une partie des produits volatils. La présente invention sera mieux comprise à la lumière de la description détaillée qui suit en regard du dessin annexé dans lequel : - la figure 1 est une représentation schématique des étapes d'un procédé selon l'invention appliquée en sortie d'une séparation triphasique, - la figure 2 est une représentation schématique d'une unité pilote de mise en oeuvre d'un procédé selon l'invention, et dont les résultats sont représentés à la figure 3 sur un graphique, - la figure 4 est une représentation schématique d'un mode de mise en oeuvre particulier d'un procédé selon l'invention. - La figure 5 est une représentation schématique d'un mode de réalisation particulier de l'invention comprenant une boucle de recirculation et un enrichissement du gaz de stripage en composés secondaires. Bien qu'illustré par une application particulière liée au domaine pétrolier, il est bien évident que la présente invention n'y est nullement limitée, tant par son domaine d'application que par les produits mis en oeuvre.

Dans le cas de l'extraction de gaz naturel, le gaz extrait peut contenir des hydrocarbures condensables. De la même manière dans le cas d'un pétrole traité en raffinerie, il est fréquent que les différents procédés et traitements mis en oeuvre entraînent la formation d'une phase gazeuse contenant des hydrocarbures condensables.

Lorsque ce gaz doit être transporté ou manipulé, il convient d'éviter la présence de tels hydrocarbures condensables afin de prévenir la formation d'une phase liquide non souhaitée dans un procédé de traitement ou de transport conçu pour un effluent gazeux. Par exemple, la condensation de ces hydrocarbures dans un gazoduc est susceptible de conduire à la formation de bouchons liquides. Afin d'éviter ces problèmes, les gaz contenant de tels hydrocarbures condensables subissent une étape de dégazolinage visant à ajuster le point de rosée des hydrocarbures et éviter la condensation d'une fraction d'hydrocarbures. Cette étape peut être réalisée de plusieurs manières, notamment par réfrigération, forçant la condensation de ces hydrocarbures.

Le gaz étant susceptible de contenir également de la vapeur d'eau, il existe un risque de formation d'hydrates. Ce risque peut être empêché en ajoutant un inhibiteur d'hydrates, cet inhibiteur étant fréquemment du méthanol (ou autre alcools, notamment aliphatiques comme mentionné précédemment).

Les hydrocarbures récupérés peuvent ensuite être valorisés, notamment dans des carburants GPL. La figure 1 est une représentation schématique d'un procédé selon l'invention appliqué à une telle séparation. Pour ce faire, le condensat 1 subit tout d'abord une étape de 10 séparation triphasique (gaz 11 - hydrocarbures 12 - eau 13) permettant de séparer la phase aqueuse 13 et la phase hydrocarbure 12. Malgré le soin apporté à la séparation (temps de séjour, etc), il est extrêmement difficile de séparer efficacement les phases liquides et la séparation ne saurait être parfaite. 15 Ainsi, la phase aqueuse 13 comprendra une partie d'hydrocarbures dissous et / ou dispersés. La phase aqueuse 13 comprendra également une quantité non négligeable du méthanol ajouté et partiellement soluble dans les deux phases 12, 13. De la même manière, la phase hydrocarbure 12 récupérée n'est 20 pas pure. Elle contient ainsi de l'eau dissoute résiduelle ainsi que de l'eau dispersée. Chaque phase contient également du méthanol. Afin de pouvoir être valorisée, cette phase hydrocarbure 12 doit être purifiée et notamment déshydratée. En outre, lors de sa valorisation, elle peut être amenée à subir plusieurs transformations, notamment à travers des 25 procédés catalytiques. Le méthanol constitue généralement un poison pour ces catalyseurs et doit donc être éliminé avant le traitement de ces hydrocarbures. Pour ce faire, la phase hydrocarbure 12 récupérée traverse une pompe 14 et est envoyée vers une colonne 15 dans laquelle elle subit une première étape de lavage à l'eau qui va permettre d'enlever au maximum le 30 méthanol présent dans la phase hydrocarbure. La phase hydrocarbure 12 est injectée dans une partie inférieure de la colonne 15 tandis que de l'eau 16 est injectée dans une partie supérieure de la colonne 15. Un garnissage central 17 assure le contact entre la phase 35 hydrocarbure 12 et l'eau 16 de manière à optimiser le lavage et les transferts de phase du méthanol.

Bien que cette étape de lavage, tout comme les étapes de pompage, de mélange et agitation précédentes, soit susceptible de générer une plus grande quantité d'eau dispersée dans la phase hydrocarbure 12 induisant la formation d'une émulsion, elle permet l'entraînement d'une partie importante du méthanol et son élimination. L'eau méthanolée 16' est éliminée en pied de la colonne 15. La phase hydrocarbure lavée 12' est quant à elle récupérée en tête de la colonne 15 et envoyée vers une étape de stripage selon l'invention. Pour ce faire, la phase hydrocarbure lavée 12' est injectée en tête 10 d'une colonne de stripage 18. De manière préférentielle la phase hydrocarbure lavée 12' est distribuée en utilisant un distributeur liquide à très haute efficacité compatible avec les garnissages utilisés dans la colonne de stripage. De manière alternative la phase hydrocarbure lavée 12' est 15 pulvérisée. Le stripage est effectué par un gaz chaud et sec, par exemple de l'air séché, 19 injecté en pied de colonne. Ainsi, la phase hydrocarbure lavée 12' contenant une émulsion de type eau dans l'huile descend la colonne 18 tandis que le gaz de stripage 19 20 remonte la colonne 18. La circulation s'effectue donc à contre-courant. La phase hydrocarbure lavée 12' ainsi que le gaz de stripage 19 traversent tous deux un ensemble de garnissages 20, 21. Le premier garnissage 20, c'est-à-dire traversé en premier par la phase hydrocarbure lavée 12', mais en deuxième par le gaz de stripage 19, est 25 plus particulièrement un garnissage à film mince 20 permettant un premier cassage de l'émulsion présent dans la phase hydrocarbure lavée 12'. De manière préférée, le premier garnissage 20 est un garnissage structuré ou à fils/fibres. Le deuxième garnissage 21 sera également préférentiellement un 30 garnissage structuré, mais pourra également être un garnissage à film mince. Lors du passage du gaz de stripage 19 à travers la phase hydrocarbure lavée 12', la phase aqueuse méthanolée dispersée présente une affinité très supérieure à celle de la phase continue hydrocarbure pour le gaz de stripage. 35 Ainsi, lors de son passage dans la colonne 18, le gaz chaud et sec 19 se charge en eau et en méthanol.

Le gaz de stripage est récupéré en tête de la colonne 19 sous la forme d'un flux d'air 22 humide, contenant du méthanol et des vapeurs d'hydrocarbures « légers ». Le gaz de stripage 19 s'étant enrichi d'eau et de méthanol, la 5 phase hydrocarbure lavée 12' s'en trouve réciproquement appauvrie. Une phase hydrocarbure 23 déshydratée et appauvrie en méthanol est récupérée en pied de la colonne 18. Bien évidemment, les performances pourront être ajustées en fonction des temps de séjour et de passage des différents flux, de la teneur en 10 eau résiduelle du gaz sec de stripage, des caractéristiques des garnissages. La figure 2 est une représentation schématique d'une unité pilote de tests pour la mise en oeuvre d'un procédé selon l'invention. Cette installation comprend une colonne de stripage 200 similaire à la colonne 18 destinée à permettre la mise en contact à contre courant d'un 15 flux de liquide à purifier et d'un flux de gaz de stripage. A titre d'exemple, la colonne 200 de l'installation pilote de tests mise en oeuvre possède un diamètre interne de 18 « pouces » et est équipée de six d'éléments de garnissage structuré possédant une surface spécifique de 250m2 par m3. 20 Le liquide est introduit dans la colonne 200 par une entrée 201 située en partie supérieure de ladite colonne 200 et est évacué par une sortie 202 en pied de colonne. Le gaz est quant à lui introduit dans la colonne 200 par une entrée 211 située en partie inférieure de ladite colonne 200 et est évacué par une 25 sortie 212 en tête de colonne 200. Le liquide introduit dans la colonne 200 provient de réservoirs 101, 102 destinés à stocker une quantité de condensat hydrocarbures avant et / ou après passage à travers la colonne 200. Ces réservoirs 101, 102 sont montés en parallèles et possèdent 30 chacun une ligne de remplissage 103, 104 et une ligne de vidange 105, 106. Les lignes de vidanges 105, 106 se rejoignent au niveau d'une pompe d'injection 107 du condensat. Avant injection du condensat dans la colonne 200 par l'entrée 201, celui-ci est tout d'abord réchauffé à travers un échangeur 108 destiné à 35 l'amener à une température proche de celle du gaz qui sera utilisé lors du stripage, avant d'être mélangé à de l'eau injectée dans le condensat par une pompe d'injection 109 et de traverser un mélangeur. Le mélange turbulent (injection d'eau suivi d'un mélangeur) du condensat hydrocarbure et de l'eau provoque la formation d'une émulsion qui 5 est injectée dans la colonne 200 par l'entrée 201. Cette émulsion subit donc dans la colonne 200 une étape de stripage à contre courant par le gaz de stripage. Le gaz de stripage utilisé est un flux d'azote chauffé à 50°c et sous une pression de 50 barg. 10 Comme mentionné précédemment, le gaz de stripage est récupéré en tête de colonne au niveau de la sortie 212 et traverse une unité de dépollution 213 appelée « scrubber » avant d'être rejeté. Le maintien de la pression dans la colonne 200 est assuré par une valve de contrôle 214 permettant un retour du gaz vers la tête de colonne en 15 cas de pression insuffisante. Après stripage du liquide en émulsion conformément au procédé de l'invention, le liquide est extrait de la colonne par la sortie 202 en pied de colonne par une ligne d'évacuation 110. La ligne d'évacuation rejoint les lignes de remplissage 103, 104 des 20 réservoirs 101, 102 dans lesquels le condensat purifié pourra être stocké pour analyse et en vue d'un prochain cycle de test. Bien évidemment, des points de prélèvement d'échantillons sont prévus le long des lignes d'alimentation et évacuation. On pourra notamment prévoir un point de prélèvement avant 25 introduction de l'émulsion dans la colonne 200 et un point de prélèvement le long de la ligne d'évacuation 110. Des tests de mesure d'eau seront effectués sur ces prélèvements, notamment par la méthode Karl Fisher. Il est également possible de prévoir des prélèvements du gaz de 30 stripage à différents points de la colonne 200 afin de suivre son enrichissement en eau. La figure 3 est une représentation graphique de l'évolution de la quantité d'eau en ppm en poids en fonction du temps (heure de prélèvement). Pour chaque heure de prélèvement, le point haut noir représente la 35 quantité d'eau dans l'huile en ppm massique dans l'émulsion injecté en haut de colonne. Le point bas quadrillé représente la quantité d'eau dans l'huile en ppm massique dans le liquide récupéré en sortie de colonne. Le point intermédiaire hachuré correspond à un point de prélèvement intermédiaire sensiblement à mi-colonne. Il convient de noter qu'il existe bien naturellement un décalage 5 entre la courbe des points hauts noirs et la courbe des points bas quadrillés correspondant sensiblement au temps de passage dans la colonne et du à l'amorçage du procédé. Bien évidemment, les résultats dépendent des conditions opératoires. Le tableau 1 ci-dessous présente quelques résultats provenant de 10 diverses expériences réalisées sur une phase huile constituée de condensats de tests présentant les caractéristiques suivantes : distillation ASTM (plage d'ébullition) : 183 °C - 203 °C ; point de Flash : 63 °C ; masse volumique : 776 kg / m3. Pression Température Condensats de Tests Teneur Azote de Teneur de sortie en d'entrée stripage eau en eau bar °C kg/h Kg/h (ppm vol) kg/h ppm ppm massique volumique 50 51 930 2,5 (2000) 2600 <1 <1 50 51,8 1900 2,5 (1000) 4000 <1 <1 50 52 2280 3,0 (1000) 4100 <1 <1 30 50 2300 2,9 (1000) 2500 1,2 0,9 10 40 2310 3,0 (1000) 1110 1,6 1,2 10 60 2310 3,0 (1000) 825 1,5 1,1 15 Tableau 1 On constate notamment que pour obtenir moins de 1 ppm vol d'eau résiduel dans le condensat de sortie de colonne, il est utile d'augmenter le débit de gaz de stripage et / ou la température. 20 Le tableau 2 ci-dessous présente quelques résultats provenant de simulations dont le modèle a été calé à partir des mesures d'équilibres méthanol-eau-hydrocarbures réalisées sur une application d'élimination du méthanol telle que décrite précédemment, la phase hydrocarbure étant constituée par des condensats de tests tels que décrits précédemment. 25 Azote de Teneur stripage Teneur de sortie d'entrée 'essi Ipén ens Pest: (0 D en méthanol en méthanol Lu (phase (fond de colonne) aqueuse) Kg/h (ppm ppm ppm bar °C kg/h kg/h kg/h kg/h vol) masse masse 10 40 2310 3,0 (1000) 1110 0,04 19,4 0,0001 0,04 10 40 2310 3,0 (1000) 1110 0,45 193,9 0,0085 0,37 10 40 2310 3,0 (1000) 1110 2,88 1245,2 0,0058 2,50 10 40 2310 3,0 (1000) 1110 2,88 1245 0,0058 2,50 40 2310 3,0 (1000) 1110 2,88 1245 0,0008 0,37 5 40 2310 3,0 (1000) 1110 2,88 1245 0,0003 0,15 Tableau 2 La figure 4 est une représentation schématique d'un mode de mise en oeuvre particulier d'un procédé selon l'invention dans lequel le flux de gaz 5 de stripage et le flux liquide à traiter son injectés à co-courant. Une telle installation comprend une colonne de stripage 300 formant un mélangeur et comprenant en pied de colonne une alimentation 301 en liquide à traiter et une alimentation 302 en gaz de stripage. L'ensemble des fluides est évacué en tête de colonne par une 10 sortie 303. Les fluides en sortie 303 sont injectés dans un séparateur 304 gaz / liquide présentant une sortie liquide 305 en pied de séparateur et une sortie du gaz 306 en tête de séparateur. La mise en oeuvre d'un tel système co-courant permet la réalisation 15 d'une installation extrêmement compacte pouvant notamment être embarquée directement sur un système flottant ou à terre lorsque l'espace disponible est insuffisant. L'ensemble mélangeur et séparateur constitue un étage de purification. Bien évidemment, il est possible de prévoir la mise en place de plusieurs étages de purification en série, le flux liquide en sortie du séparateur 20 d'un premier étage alimentant le mélangeur d'un deuxième étage. Le tableau 3 ci-dessous présente quelques résultats provenant de simulations dont le modèle est calé à partir des mesures d'équilibres méthanoleau-hydrocarbures telles que décrites précédemment, avec un procédé selon l'invention fonctionnant à co-courant. La phase hydrocarbure est constituée par les condensats de tests selon les caractéristiques mentionnées précédemment. Azote de Teneur Teneur de sortie stripage d'entrée essi Ipén ens Pest: (0 D en méthanol en méthanol Lu (phase (fond de colonne) aqueuse) Kg/h (ppm ppm ppm bar °C kg/h kg/h kg/h vol) masse masse 10 40 2310 3,0 (1000) 1110 2,88 1245 20,40 2 étages 40 2310 3,0 (1000) 1110 2,88 1245 5,70 2 étages 5 40 2310 3,0 (1000) 1110 2,88 1245 86,80 1 étage 5 40 2310 3,0 (1000) 2220 2,88 1245 44,28 1 étage 5 40 2310 3,0 (1000) 2000 2,88 1245 1,80 2 étages Tableau 3 5 La figure 5 illustre la mise en oeuvre d'un procédé selon l'invention comprenant une boucle de recirculation visant à éviter l'élimination de composés volatils présents dans la phase continue et dont l'élimination n'est pas souhaitée.

L'émulsion à purifier est contenue dans un réservoir 400. Il pourra par exemple s'agir d'une émulsion eau / hydrocarbures légers telle que présentée précédemment et contenant du méthanol que l'on souhaite éliminer. Cette émulation circule à travers un échangeur 401 permettant de l'amener à la température souhaitée de mise en oeuvre du procédé avant de 15 l'injecter dans une colonne 500 à travers un pulvérisateur 501 au niveau de la tête de cette colonne 500. La colonne 500 est équipée d'un garnissage 502 similaire aux garnissages précédemment décrits. L'émulsion traverse la colonne 500 et le liquide est récupéré en 20 pied de colonne au niveau d'une extraction 503. Le gaz de stripage est utilisé en circuit fermé et recyclé à travers une boucle qui va être décrite. Conformément à l'invention, le gaz de stripage est injecté dans la colonne 500. L'injection s'effectue en pied de colonne après circulation du gaz à travers un échangeur 410 permettant de l'amener à la température souhaitée. Le gaz de stripage circule à travers la colonne 500 et en ressort en tête de colonne par un orifice 505.

Comme évoqué, dans le cas d'un condensat d'hydrocarbures léger, le gaz de stripage entraînera non seulement du méthanol mais également une partie de ces hydrocarbures légers les plus volatiles dans les conditions opératoires considérés. Il convient donc de les séparer dans le flux de gaz de stripage 10 récupéré en sortie de la colonne 500. Pour ce faire, le gaz traverse un refroidisseur 411 avant injection d'eau de lavage 412. L'ensemble traverse ensuite un mélangeur 413. Le refroidissement du gaz permet de recondenser les hydrocarbures légers volatiles sans recondenser le méthanol. Grâce au lavage, 15 le méthanol est redissous et remis en phase aqueuse liquide aqueuse. Une partie du méthanol reste dissous dans la phase hydrocarbure. Le fluide récupéré traverse ensuite un séparateur triphasique 414. La phase gazeuse, humide, traverse une unité de déshydratation 415, par exemple par stripage au triéthylèneglycol et/ou tamis moléculaire, 20 avant recompression 416 et réinjection du gaz dans la colonne de stripage 500. Un apport en gaz 417 permet de compenser pour les éventuelles pertes. La phase d'hydrocarbures légers est recyclée et réinjectée dans la colonne pour un nouveau cycle de purification. La phase aqueuse contenant la majeure partie du méthanol extrait 25 est quant à elle dirigée vers une unité de traitement 418 de cet effluent. Une autre option envisageable est d'utiliser comme gaz combustible (lorsqu'il y a possibilité), le gaz de stripage qui sort en tête de la colonne de stripage. Cette option permet de simplifier les traitements post-stripage qui sont représentés sur le schéma de la Figure 5.

30 Bien que l'invention ait été décrite avec un exemple particulier de réalisation, il est bien évident qu'elle n'y est nullement limitée et qu'elle comprend tous les équivalents techniques des moyens décrits ainsi que leurs combinaisons si celles-ci entrent dans le cadre de l'invention. 35

Claims

REVENDICATIONS1. Procédé d'élimination d'une phase dispersée d'une émulsion, caractérisé en ce qu'il comprend une étape visant à soumettre ladite émulsion à un stripage au gaz effectué dans des conditions de température et de pression inférieures aux conditions d'ébullition du liquide de la phase dispersée, et dans lequel la composition dudit gaz est choisie de manière à ce que la phase dispersée présente une volatilité et une affinité avec ce gaz supérieure à celle de la phase continue de ladite émulsion.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le procédé de stripage au gaz s'effectue en présence de moyens de mise en contact de la phase gaz avec la phase liquide dispersée.
3. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que le procédé de stripage s'effectue en présence de moyens de cassage de l'émulsion.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 2 ou 3, 20 caractérisé en ce que les moyens de mise en contact et / ou de cassage de l'émulsion comprennent des moyens de mise en écoulement turbulent du gaz.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le procédé de stripage au gaz est effectué avec une 25 émulsion en écoulement.
6. Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que l'écoulement de l'émulsion lors de l'étape de stripage est au moins partiellement turbulent. 30
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 ou 6, caractérisé en ce que l'émulsion et le gaz de stripage s'écoulent à contre-courant. 35
8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 ou 6, caractérisé en ce que l'émulsion et le gaz de stripage s'écoulent à co-courant.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 8, caractérisé en ce que lors du stripage l'émulsion est injectée à travers des moyens de pulvérisation.
10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 8, caractérisé en ce que lors du stripage l'émulsion est injectée à travers un distributeur liquide à très haute efficacité compatible avec la colonne de stripage, et ses garnissages le cas échéant.
11. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 10, caractérisé en ce que lors du stripage l'émulsion traverse au moins un garnissage. 15
12. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que le garnissage est un garnissage structuré.
13. Procédé selon l'une quelconque des revendications 11 ou 12, caractérisé en ce que le garnissage est un garnissage à fils / fibres. 20
14. Procédé selon l'une quelconque des revendications 11 à 13, caractérisé en ce que le garnissage est un garnissage à film mince.
15. Procédé selon la revendication 14, caractérisé en ce que le 25 garnissage à film mince présente une caractéristique d'épaisseur de film inférieure à 0,25 mm.
16. Procédé selon l'une quelconque des revendications 11 à 15, caractérisé en ce que l'émulsion traverse plusieurs garnissages, le premier 30 garnissage étant le garnissage à film mince ou le garnissage structuré ou le garnissage à fils / fibres.
17. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 16, caractérisé en ce que le gaz de stripage possède une température voisine mais 35 inférieure à la température d'ébullition de l'émulsion dans les conditions de pression du stripage. 10
18. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 17, caractérisé en ce que la température de l'émulsion est voisine mais inférieure à sa température d'ébullition dans les conditions de pression du stripage.
19. Procédé selon l'une quelconque des revendications 17 ou 18, caractérisé en ce que l'étape de stripage est effectuée à température ambiante.
20. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 19, 10 caractérisé en ce que l'étape de stripage est réalisée dans des conditions de pression sensiblement égales à la pression atmosphérique.
21. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 20, caractérisé en ce que la phase continue de l'émulsion est une phase 15 hydrocarbure.
22. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 21, caractérisé en ce que la phase dispersée est une phase aqueuse. 20
23. Procédé selon la revendication 22, caractérisé en ce que la phase aqueuse comprend au moins un alcool aliphatique, notamment du méthanol.
24. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 23, 25 caractérisé en ce qu'il est suivi d'une étape de condensation, au moins partielle, du ou des constituants de la phase dispersée entraîné(s) par le gaz de stripage.
25. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 24, 30 caractérisé en ce que l'émulsion est un condensat obtenu à partir d'une étape de séparation précédente.
26. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 25, caractérisé en ce que la composition du gaz de stripage utilisé comprend un ou 35 plusieurs composants secondaires présents dans la phase continue et différents du constituant de la phase dispersée à éliminer.
27. Procédé selon la revendication 26, caractérisé en ce que les composants secondaires sont présents dans le gaz de stripage utilisé dans une proportion proche de leur saturation en phase gazeuse.
28. Procédé selon l'une quelconque des revendications 25 et 26, caractérisé en ce qu'il comprend au moins une étape de recirculation du gaz de stripage visant à ajuster sa composition en composants secondaires de la phase continue. 10