Schématiser les procédés de synthèse ou de transformation (partie 1/6)

## Objectifs et prérequis **Objectifs** : À la fin de ce chapitre, l’élève sera capable de : - Identifier et utiliser les symboles graphiques normalisés des procédés de génie des procédés (ISO 10628, ISO 1219‑2 pour les schémas hydrauliques/pneumatiques, ISA‑5.1 pour l’instrumentation). - Élaborer un schéma fonctionnel de procédé (SFP) pour une unité de traitement du pétrole brut ou du gaz naturel. - Décrire le schéma général d’extraction du pétrole et du gaz, en précisant les opérations unitaires, les flux de matière et d’énergie, ainsi que les points de contrôle de qualité et de sécurité. - Réaliser un calcul simple de débit de production (pétrole ou gaz) à partir de données de réservoir, en appliquant les lois de Darcy ou l’équation d’état des gaz parfaits. - Appliquer les règles de sécurité, d’hygiène et de protection de l’environnement (HSE) propres aux installations pétrolières et gazières au Cameroun. **Prérequis** : - Notions de base en chimie générale (états de la matière, propriétés des hydrocarbures). - Connaissances en physique des fluides (pression, débit, viscosité). - Lecture de schémas simples et maîtrise du tracé à l’échelle (règles de dessin technique). - Utilisation des unités du Système International (SI) et connaissance des grandeurs dérivées (Pa, m³/s, kg/h, etc.). --- ## Introduction contextualisée Au Cameroun, l’exploitation du pétrole et du gaz constitue un pilier de l’économie nationale, avec des sites majeurs tels que le bassin sédimentaire du Rio del Rey (offshore) et les champs onshore de Logone‑Birni. Les techniciens en génie de procédés doivent être capables de lire, d’interpréter et de concevoir des schémas de procédés qui représentent fidèlement les opérations d’extraction, de séparation et de traitement des fluides hydrocarbures. Ce chapitre présente, de façon progressive, les outils graphiques indispensables (symboles, normes), puis les schémas généraux d’extraction du pétrole et du gaz, en s’appuyant sur des exemples réels d’atelier ou de chantier camerounais. --- ## I. Leçon 1 : Symboles graphiques et élaboration d'un schéma fonctionnel de procédé (Mines et Pétrole) ### 1.1 Symboles normalisés > **Symbole** : représentation graphique conventionnelle d’un équipement, d’une tuyauterie ou d’une instrumentation, définie par des normes internationales (ISO 10628 pour les schémas de procédés, ISO 1219‑2 pour les schémas hydrauliques/pneumatiques, ISA‑5.1 pour l’instrumentation). Les symboles les plus rencontrés en génie des procédés sont : | Équipement | Symbole (description) | Usage fréquent | |------------|-----------------------|----------------| | Pompe centrifuge | Cercle avec une flèche sortant du centre | Transfert de fluides liquides | | Séparateur de phase | Deux demi‑cercles superposés avec une ligne de séparation | Séparation huile‑eau‑gaz | | Échangeur de chaleur | Deux rectangles parallèles reliés par des traits ondulés | Chauffage/refroidissement | | Vanne à guillotine | Rectangle traversé par une ligne épaisse | Isolement de ligne | | Transmetteur de pression | Cercle avec un “P” intérieur | Mesure de pression | | Capteur de débit | Cercle avec un “Q” intérieur | Mesure de débit | > **Règle de dessin** : les lignes de tuyauterie sont tracées à l’épaisseur 0,5 mm, les équipements à l’échelle 1 : 50 ou 1 : 100 selon la taille du schéma, et les flux sont indiqués par des flèches pleines (rouge pour les hydrocarbures, bleu pour l’eau, jaune pour le gaz). ### 1.2 Principes d’élaboration d’un schéma fonctionnel de procédé (SFP) 1. **Définir le périmètre** : choisir les unités opérationnelles à inclure (ex. : séparation primaire, déshydratation, stockage). 2. **Lister les flux** : identifier chaque entrée et sortie (matière, énergie, information). 3. **Placer les équipements** : respecter la séquence logique du procédé (alimentation → réaction → séparation → produit). 4. **Ajouter l’instrumentation** : capteurs, transmetteurs, régulateurs, vannes de sécurité selon la norme ISA‑5.1. 5. **Vérifier les bilans de matière et d’énergie** : s’assurer que les entrées égalent les sorties (ou tenir compte des pertes). 6. **Appliquer les règles de sécurité** : placer les soupapes de surpression, les détecteurs de gaz, les zones d’exclusion (ATEX). > **Étapes clés** : périmètre → flux → équipements → instrumentation → bilans → sécurité. ### 1.3 Exemple d’atelier de traitement du pétrole brut au Cameroun Dans une station de traitement située à Kribi, le brut provenant du puits est d’abord dirigé vers un **séparateur de gravité** (huile‑gaz‑eau). Le gaz est envoyé à une unité de **compression** puis à un **déshydratant** (glycol). L’huile passe par un **désaleur** (eau de lavage) puis un **stabilisateur** (élimination des gaz légers). Enfin, le produit stocké est envoyé vers le terminal d’export. Chaque étape est représentée par son symbole correspondant, relié par des lignes de tuyauterie avec flèches indiquant le sens du flux (brut → séparateur → compresseur → déshydratant → désaleur → stabilisateur → stockage). > **Point de contrôle** : la teneur en eau de l’huile doit être < 0,5 % en volume, mesurée par un capacitif installé après le désaleur. --- ## II. Leçon 2 : Schéma général d'extraction du pétrole ### 2.1 Principe de l’extraction L’extraction du pétrole consiste à faire remonter les hydrocarbures du réservoir souterrain à la surface grâce à la différence de pression entre le réservoir et le puits, puis à séparer les phases (gaz, huile, eau) et à traiter le brut pour qu’il réponde aux spécifications d’export. ### 2.2 Étapes du schéma général 1. **Forage du puits** : création du conduit métallique (casing) jusqu’à la zone productive. 2. **Production** : montée du fluide de réservoir (brut + gaz + eau) par le tubage, entraînée par la différence de pression ou par un système d’artificial lift (pompe à tige, gaz lift). 3. **Séparation primaire** (wellhead separator) : séparation du gaz libre et de l’eau de condensation à la tête du puits. 4. **Traitement de surface** : - **Déshydratation** (glycol ou moléculaire) pour réduire la teneur en eau du brut. - **Désalage** (eau de lavage) pour éliminer les sels. - **Stabilisation** (élimination des gaz légers type C1‑C4) pour obtenir une vapeur de pression réduite. 5. **Stockage provisoire** dans des réservoirs à toit flottant ou à dôme. 6. **Export** via oléoduc ou camion-citerne vers les installations de raffinage ou le terminal maritime. > **Flux principaux** : > - Phase liquide (brut) : brut → séparateur → désaleur → stabilisateur → stockage → export. > - Phase gaz (gaz associé) : brut → séparateur → compression → déshydratant → (éventuellement) réinjecté ou valorisé (GPL, gaz de ville). > **Gaz associé** : envoyé à la compression, puis soit réinjecté, soit valorisé (GPL, gaz de ville). ### 2.3 Normes de sécurité et d’environnement - **API RP 14C** : conception et analyse des systèmes de séparation sous pression. - **HSE Cameroon** : port obligatoire d’équipements de protection individuelle (EPI), détection de H₂S et de composés organiques volatils (COV), plans d’évacuation et d’extinction d’incendie. - **Décret du MINMIDT** : limites d’émission de COV et de brûlage en torchère (flaring) < 5 % du gaz produit. ### 2.4 Exemple chiffré : calcul du débit de production d’un puits **Données** (puits vertical, réservoir homogène) : - Pression de réservoir, \(P_r = 12\; \text{MPa}\) - Pression au fond du puits, \(P_{wf} = 8\; \text{MPa}\) - Perméabilité effective, \(k = 150\; \text{mD}\) - Épaisseur de la couche productive, \(h = 12\; \text{m}\) - Viscosité du brut, \(\mu = 2,5\; \text{cP} = 2,5\times10^{-3}\; \text{Pa·s}\) - Rayon du puits, \(r_w = 0,1\; \text{m}\) - Rayon d’influence, \(r_e = 500\; \text{m}\) **Formule de Darcy pour un écoulement radial** : \[ Q = \frac{2\pi k h (P_r-P_{wf})}{\mu \ln\left(\dfrac{r_e}{r_w}\right)} \] Conversion des unités : \(k = 150\; \text{mD}=150\times9,869\times10^{-16}\; \text{m}^2 = 1,48\times10^{-12}\; \text{m}^2\) Calcul du dénominateur : \[ \ln\left(\frac{r_e}{r_w}\right)=\ln\left(\frac{500}{0,1}\right)=\ln(5000)=8,517 \] \[ Q = \frac{2\pi \times 1,48\times10^{-12}\; \text{m}^2 \times 12\; \text{m} \times (12-8)\times10^{6}\; \text{Pa}} {2,5\times10^{-3}\; \text{Pa·s} \times 8,517} \] \[ Q = \frac{2\pi \times 1,48\times10^{-12} \times 12 \times 4\times10^{6}} {2,5\times10^{-3} \times 8,517} \] \[ Q = \frac{2\pi \times 1,48 \times 12 \times 4 \times10^{-6}} {2,5 \times 8,517 \times10^{-3}} \] \[ Q = \frac{2\pi \times 71,04 \times10^{-6}} {21,2925 \times10^{-3}} \] \[ Q = \frac{446,5 \times10^{-6}} {21,2925 \times10^{-3}} = 0,02097\; \text{m}^3/\text{s} \] Conversion en barils par jour (1 bbl = 0,158987 m³) : \[ Q_{bbl/j}=0,02097\; \frac{\text{m}^3}{\text{s}} \times \frac{86400\; \text{s}}{1\; \text{j}} \times \frac{1\; \text{bbl}}{0,158987\; \text{m}^3} \] \[ Q_{bbl/j}=0,02097 \times 86400 \times 6,289 = 11\,400\; \text{bbl/j}\; (\text{arrondi}) \] **Résultat** : le puits produit environ **11 400 barils/jour** sous les conditions données. > **Vérification** : ce débit est cohérent avec un puits de moyenne productivité dans le bassin du Rio del Rey. --- ## III. Leçon 3 : Schéma général d'extraction du gaz ### 3.1 Principe d’extraction du gaz naturel Le gaz peut être **associé** (dissous dans le pétrole) ou **non associé** (réservoir de gaz pur). Dans les deux cas, l’objectif est d’amener le gaz à la surface, de le séparer des liquides, de le déshydrater, de le dé‑soufrer (enlèvement du H₂S) et de le compresser pour le transport via gazoduc ou GNL. ### 3.2 Étapes du schéma général 1. **Forage et complétion du puits** (casing, tubage, éventuellement revêtement anti‑corrosion). 2. **Production** : montée du fluide de réservoir (gaz + condensats + eau) par différence de pression ou par lift à gaz. 3. **Séparateur de tête de puits** (wellhead separator) : séparation du gaz libre et des liquides (condensats, eau). 4. **Traitement du gaz** : - **Déshydratation** (adsorption sur glycol ou sie moléculaire) pour atteindre < 7 lb/MMscf d’eau. - **Dé‑soufrage** (amine ou lit de fer) pour réduire le H₂S à < 4 ppm (norme HSE). - **Déshydratation profonde** (molecular sieves) si le gaz est destiné à la liquéfaction (GNL). 5. **Compression** : augmentation de la pression (de 2–5 MPa à 6–8 MPa) pour le transport. 6. **Conditionnement** : ajout d’odorant (méthanthiol) pour la détection de fuite, mesure du pouvoir calorifique (PCI). 7. **Transport** : gazoduc terrestre ou maritime (GNL) vers les centres de consommation ou d’export. > **Flux principaux** : gaz brut → séparateur → déshydratant → dé‑soufrant → compresseur → odorant → transport. > **Condensats** : récupérés séparément, traités comme du pétrole léger. ### 3.3 Normes de sécurité et d’environnement - **ISO 9001** : gestion de la qualité des procédés de traitement du gaz. - **HSE Cameroon** : surveillance continue du H₂S (détecteurs électrochimiques), zones ATEX classées, plans d’urgence en cas de fuite. - **Décret du MINMIDT** : limite de torchage du gaz associé < 2 % du volume produit, valorisation obligatoire du gaz non associé. ### 3.4 Exemple chiffré : volume de gaz à conditions standards **Données** : un puits produit un débit massique de gaz de \( \dot{m}=0,8\; \text{kg/s} \). La composition moyenne est 85 % CH₄, 10 % C₂H₆, 5 % N₂ (masse). On veut connaître le débit volumétrique à **conditions normales de température et de pression (CNTP)** : \(T_n=0 °C=273,15 K\), \(P_n=1,01325 bar=101325 Pa\). **Étape 1 – Masse molaire moyenne** \[ M = 0,85\times16,04 + 0,10\times30,07 + 0,05\times28,01 = 13,63 + 3,01 + 1,40 = 18,04\; \text{g/mol}=0,01804\; \text{kg/mol} \] **Étape 2 – Débit molaires** \[ \dot{n}= \frac{\dot{m}}{M}= \frac{0,8\; \text{kg/s}}{0,01804\; \text{kg/mol}} = 44,36\; \text{mol/s} \] **Étape 3 – Loi des gaz parfaits à CNTP** \[ V_n = \dot{n}\frac{RT_n}{P_n} \] avec \(R=8,314\; \text{J/(mol·K)}\). \[ V_n = 44,36 \times \frac{8,314 \times 273,15}{101325} \] \[ V_n = 44,36 \times \frac{2271,0}{101325}=44,36 \times 0,02241 = 0,994\; \text{m}^3/\text{s} \] **Conversion en Nm³/j** \[ V_{Nm3/j}=0,994\; \frac{\text{m}^3}{\text{s}} \times 86400\; \frac{\text{s}}{j}=85\,900\; \text{Nm}^3/j \] **Résultat** : le puits délivre environ **86 000 Nm³/j** de gaz à CNTP. > **Contrôle** : la valeur obtenue correspond à un puits de productivité moyenne dans le bassin onshore de Logone‑Birni. --- ## Synthèse du chapitre - Les symboles graphiques normalisés (ISO 10628, ISO 1219‑2, ISA‑5.1) permettent de représenter de façon universelle les équipements, les tuyauteries et les instruments. - L’élaboration d’un schéma fonctionnel de procédé suit une séquence logique : périmètre → flux → équipements → instrumentation → bilans → sécurité. - Le schéma général d’extraction du pétrole comprend forage, production, séparation primaire, déshydratation, désalage, stabilisation, stockage et export, avec des points de contrôle de teneur en eau, de sel et de pression de vapeur. - Le schéma général d’extraction du gaz ajoute, après la séparation, des étapes de déshydratation, de dé‑soufrage, de compression, d’odoratation et de transport, tout en respectant les limites de torchage et d’émission de H₂S. - Les calculs de débit (Darcy pour le pétrole, loi des gaz parfaits pour le gaz) permettent de dimensionner les installations et de vérifier la conformité aux exigences de production. - La sécurité (HSE, normes API/ISO) et la protection de l’environnement (limites de torchage, traitement des effluents) sont intégrées à chaque étape du procédé. --- ## Glossaire | Terme | Définition | |-------|------------| | **Schéma fonctionnel de procédé (SFP)** | Représentation simplifiée montrant les unités opérationnelles, les flux de matière et d’énergie et les points de commande d’un procédé. | | **Symbole normalisé** | Dessin conventionnel d’un équipement ou d’une instrumentation défini par une norme (ISO, ISA). | | **Séparateur de gravité** | Vessel où les phases liquide et gaz se séparent par différence de densité sous l’action de la gravité. | | **Déshydratation** | Opération visant à réduire la teneur en eau d’un hydrocarbure (gaz ou pétrole) par absorption ou adsorption. | | **Dé‑soufrage** | Élimination du sulfure d’hydrogène (H₂S) et des composés sulfurés d’un flux gazeux ou liquide. | | **Compression** | Augmentation de la pression d’un gaz à l’aide d’un compresseur afin de faciliter son transport ou son stockage. | | **Torchage (flaring)** | Brûlage contrôlé du gaz excédentaire en torchère lorsqu’il ne peut être valorisé ou stocké. | | **Condition normaux de température et de pression (CNTP)** | Référence thermodynamique utilisée pour exprimer les volumes de gaz : \(T=0 °C\), \(P=1,01325 bar\). | | **Débit massique** | Masse d’une substance qui traverse une section donnée par unité de temps (kg/s). | | **Débit volumétrique** | Volume d’une substance qui traverse une section donnée par unité de temps (m³/s, Nm³/j). | | **Perméabilité (k)** | Capacité d’un milieu poreux à laisser fluide s’écouler, exprimée en darcy ou m². | | **Viscosité (μ)** | Mesure de la résistance interne d’un fluide à l’écoulement (Pa·s). | --- ## Exercices d'application corrigés ### Exercice 1 – Débit de pétrole à partir d’un puits Un puits du bassin du Rio del Rey présente les paramètres suivants : \(P_r=10\; \text{MPa}\), \(P_{wf}=6\; \text{MPa}\), \(k=200\; \text{mD}\), \(h=15\; \text{m}\), \(\mu=3\; \text{cP}\), \(r_w=0,12\; \text{m}\), \(r_e=600\; \text{m}\). **Calculer le débit de production en barils/jour.** **Corrigé** 1. Convertir la perméabilité : \(k=200\times9,869\times10^{-16}=1,974\times10^{-12}\; \text{m}^2\). 2. \(\ln(r_e/r_w)=\ln(600/0,12)=\ln(5000)=8,517\). 3. Appliquer la formule de Darcy : \[ Q=\frac{2\pi k h (P_r-P_{wf})}{\mu \ln(r_e/r_w)} \] \[ Q=\frac{2\pi \times 1,974\times10^{-12}\times 15 \times (10-6)\times10^{6}} {3\times10^{-3}\times 8,517} \] \[ Q=\frac{2\pi \times 1,974\times10^{-12}\times 15 \times 4\times10^{6}} {2,5551\times10^{-2}} \] \[ Q=\frac{2\pi \times 1,974\times15 \times 4 \times10^{-6}} {2,5551\times10^{-2}} \] \[ Q=\frac{2\pi \times 118,44 \times10^{-6}} {2,5551\times10^{-2}} = \frac{744,3\times10^{-6}}{2,5551\times10^{-2}} =0,0291\; \text{m}^3/\text{s} \] 4. Conversion en barils/jour : \[ Q_{bbl/j}=0,0291 \times 86400 \times \frac{1}{0,158987}=0,0291 \times 86400 \times 6,289=15\,750\; \text{bbl/j} \] **Réponse** : le puits produit environ **15 800 barils/jour**. --- ### Exercice 2 – Volume de gaz à CNTP à partir d’un débit massique Un puits de gaz non associé fournit un débit massique de \( \dot{m}=1,2\; \text{kg/s} \). La composition moyenne est 80 % CH₄, 15 % C₂H₆, 5 % CO₂ (masse). Calculer le débit volumétrique à CNTP (Nm³/j). **Corrigé** 1. Masse molaire moyenne : \[ M=0,80\times16,04+0,15\times30,07+0,05\times44,01=12,83+4,51+2,20=19,54\; \text{g/mol}=0,01954\; \text{kg/mol} \] 2. Débit molaires : \[ \dot{n}= \frac{1,2}{0,01954}=61,44\; \text{mol/s} \] 3. Volume à CNTP : \[ V_n= \dot{n}\frac{RT_n}{P_n}=61,44 \times \frac{8,314\times273,15}{101325} =61,44 \times 0,02241 =1,376\; \text{m}^3/\text{s} \] 4. Conversion en Nm³/j : \[ V_{Nm3/j}=1,376 \times 86400 =118\,900\; \text{Nm}^3/j \] **Réponse** : le débit de gaz à CNTP est d’environ **1,19 × 10⁵ Nm³/j**. --- ## Erreurs fréquentes et règles de sécurité | N° | Erreur fréquente | Conséquence | Règle de prévention / bonne pratique | |----|------------------|-------------|--------------------------------------| | 1 | Oublier de convertir la perméabilité de darcy en m² avant d’utiliser la loi de Darcy. | Résultat de débit erroné de plusieurs ordres de grandeur. | Toujours convertir : \(1\; \text{D}=9,869\times10^{-13}\; \text{m}^2\). | | 2 | Utiliser la température en Celsius directement dans l’équation des gaz parfaits. | Erreur de facteur ~273 sur le volume calculé. | Convertir en Kelvin : \(T(K)=T(°C)+273,15\). | | 3 | Négliger la séparation des condensats lors du schéma d’extraction du gaz. | Sous‑estimation du revenu et risque de colmatage des compresseurs. | Inclure un séparateur de condensats avant la déshydratation du gaz. | | 4 | Installer un détecteur de H₂S seulement à la sortie du compresseur. | Détection tardive d’une fuite potentiellement mortelle. | Placer des détecteurs H₂S à la tête de puits, au séparateur et à la sortie du dé‑soufrant (zone ATEX). | | 5 | Omettre la soupape de surpression sur un séparateur de haute pression. | Risque d’explosion en cas de surpression. | Installer une soupape de réglage conformément à API 520/521, tester périodiquement. | | 6 | Utiliser des tuyauteries en acier carbone pour transporter du gaz contenant du H₂S sans protection. | Corrosion accélérée, fuite, perte de confinement. | Appliquer un revêtement interne (inhibiteur de corrosion) ou utiliser des alliages résistants (inox 316L, duplex) selon NACE MR0175. | --- *Fin du cours.*