l’eau dans la production de carburants...combustion des hydrocarbures) et le réchauffement...

L’ eau dans la production de carburantsProduction pétrolière et raffinage

L’eau est essentielle à la production des carburants. Dans un contexte de très fortespressions environnementales, énergétiques et sociétales incluant la nécessité de laprotection de la ressource en eau et la limitation des émissions de gaz à effet de serre, lagestion de l’eau est devenue un enjeu majeur pour l’industrie pétrolière. Cespréoccupations sont largement prises en compte dans les programmes de gestionintégrée de l’eau qui ont été mis en place, à la fois en production et en raffinage. Cesprogrammes visent à limiter les rejets et les émissions et à minimiser les apports d’eau.

L’eau et l’énergie sont intimement liées dans un rapportcomplexe de production/consommation. L’émergencedes préoccupations liées à l’environnement et au stresshydrique provoqué par le changement climatique, a misla question de ce rapport d’interdépendance au centredes discussions sur la scène internationale. En effet, lacroissance de la demande énergétique s’accompagnerainévitablement d’une demande croissante en eau,comme illustré sur la figure 1.

Fig. 1 - Tendance globale de la demande : énergie/eau

Source : A. Maheu, McGill Univ., nov. 2009

L’économie et la gestion raisonnée de ces deux ressourcesapparaissent actuellement comme des nécessités pourun développement économiquement, socialement et éco-logiquement durable. Dans ce rapport d’interdépendance,l’eau apparaît, de plus en plus, comme la ressource vitale

à protéger. En effet, si des alternatives existent pour lepétrole, il n’y en a pas pour l’eau.

S’agissant des hydrocarbures, ils impactent doublementla ressource en eau : leur production en est fortementconsommatrice et leur utilisation participe au stresshydrique via les émissions de CO2 (stade ultime de lacombustion des hydrocarbures) et le réchauffement climatique qu’elles induisent. La gestion de l’eau pour lachaîne de production des carburants, de l’extraction deshydrocarbures jusqu’à leur raffinage, est donc devenueun enjeu majeur pour l’industrie pétrolière.

L’eau et la production d’hydrocarbures

L’ eau est essentielle à la production

Pour quelle utilisation ?

Dans l’opinion publique, la production des hydrocarbures estrarement associée à une utilisation massive de l’eau. Enréalité, l’eau est déjà présente dans le réservoir (eau deformation). Ensuite, elle est utilisée pour les besoins deforage, de fracturation hydraulique, de complétion et detraitement des puits. Enfin, elle est l’un des fluides les plussouvent injectés dans les réservoirs, par des puitsspécifiques (puits injecteurs), au cours de la récupérationdite "secondaire" afin de compenser la diminution depression du réservoir consécutive à sa mise en production.Elle sert également pour améliorer l’efficacité de dépla-cement et d’extraction de l’huile (waterflood, Enhanced OilRecovery (EOR)).

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Des besoins croissants

Selon l’Agence internationale de l’énergie1, la demandeénergétique mondiale est appelée à croître de 0,7 à 1,4 %/an entre 2008 et 2035 selon différents scénarii etrestera dominée par les énergies fossiles et notammentles hydrocarbures, même si leur part est prévue à labaisse. Actuellement, 70 % de la production mondiale estsatisfaite par des champs mis en production il y a unevingtaine d’années (champs matures) et dont le taux derécupération dépasse difficilement les 35 % en fin derécupération secondaire. À côté de l’exploration/production dans les milieux difficiles (offshore profond,réservoirs très enfouis, Arctique), d’autres voies sontpossibles pour la satisfaction de la demande énergétique : ■ l’exploitation des réserves dites non conventionnelles :

extralourds, sables et schistes bitumineux, gaz deschistes, gaz piégés dans des roches très peu per-méables (tight gas), gaz naturel associé au charbon(CBM) (voir fiche "Les gaz non conventionnels etl’eau"),

■ l’amélioration du taux de récupération des champsmatures via des techniques de récupération "tertiaire" (EOR). L’amélioration de ce taux de unpoint produirait l’équivalent de deux années deconsommation mondiale.

Pour l’une et l’autre de ces voies, les besoins en eausont importants. Pour la première, dans le cas des gazde schistes par exemple, 10 à 15 000 m3 d’eau/puitssont nécessaires pour la fracturation de la roche, soit 1à 2 litre(s) d’eau par baril équivalent pétrole (l/bep) (voirfiche "Les gaz non conventionnels et l’eau"). Pour lesméthodes EOR, qu’elles soient thermiques (comme l’in-jection de vapeur d’eau), ou chimiques (consistant enl’ajout dans l’eau d’additifs (alcalins, tensioactifs, poly-mères) pour améliorer l’efficacité de déplacement et debalayage de l’huile dans les réservoirs), les besoins peu-vent aller de quelques centaines à plusieurs dizaines demilliers de litres d’eau par baril équivalent pétroleextrait, selon la maturité du champ et le procédé (800 lpour l’injection de vapeur, 5 000 pour le CO2-EOR et jus-qu’à 48 000 pour les procédés micellaires (micellar-polymer)). Dans tous les cas de figure, l’augmentation dela production d’hydrocarbures se traduira par une forteaugmentation de la demande en eau. D’après le Conseilmondial de l’énergie (Water for Energy, septembre 2010),la part du pétrole devrait diminuer dans le mix énergétiquemondial d’ici à 2050, mais sa part dans la consomma-tion d’eau pour la production d’énergie devrait augmen-ter (de 10 à 18 %).

Quelles sources et quels traitements ?

L’eau utilisée pour les besoins de la production provientde différentes sources selon la localisation, la disponibi-lité et les besoins. Celles-ci comprennent :■ l’eau de mer (offshore notamment),■ l’eau des rivières et des estuaires,■ l’eau des aquifères,■ les eaux usées dans certains cas (domestiques et

industrielles).

L’exemple le plus frappant se situe en Arabie saouditeoù environ 106 m3/j d’eau de mer sont traités et achemi-nés sur 300-400 km pour être injectés sur le champpétrolier de Ghawar !

Quelle que soit son origine, l’eau destinée à l’injectionest d’abord traitée, puis conditionnée pour satisfaire à laqualité requise pour l’injection. Celle-ci dépend de lanature du réservoir, des fluides en place et des conditions d’exploitation.

Dans la plupart des cas, des traitements de filtration, destérilisation et d’élimination de l’oxygène ainsi que desconditionnements par des additifs (anticorrosion, anti-bactériens, antidépôts, etc.) sont nécessaires. Dans cer-tains cas, et notamment pour remédier à une trop forteincompatibilité entre les eaux d’injection et de forma-tion, des traitements spécifiques comme la désulfatation,voire la désalinisation, peuvent être nécessaires.

L’objectif est de disposer d’une eau de qualité suffisantepour répondre au besoin premier d’amélioration de larécupération du pétrole tout en préservant la qualité despuits, du réservoir et des équipements (corrosion).

L’eau est reproduite avec les hydrocarbures :les eaux de production

Les origines

La plus grande partie de l’eau injectée pour les besoinsde la production est normalement produite avec leshydrocarbures. En effet, au cours de la vie d’un puits, lerapport eau/huile (Water-Oil Ratio (WOR)) ou le pourcen-tage en volume d’eau dans le fluide produit (Water Cut),ne cessent d’augmenter (figure 2).

L’eau étant non miscible avec l’huile et naturellementplus mobile qu’elle, ce phénomène est inévitable etexplique, en partie, les taux de récupération modestesen fin de récupération secondaire signalés plus haut. Sarapidité et son ampleur dépendent du procédé de récu-pération, du réservoir et de sa gestion. À cela peuvents’ajouter des origines telles que les fuites dans le puits,les fractures entre injecteurs et producteurs ou les

le point sur

(1) World Energy Outlook 2010


venues d’eau à partir de la couche d’eau sous-jacentevia des fractures ou la formation de cônes d’eau (waterconing).

Fig. 2 - Évolution type des débits de production et du Water Cut au

cours de la vie d’un puits producteur d’hydrocarbures conventionnels

Source : Global Energy Systems oilfield database

Les volumes

La production des hydrocarbures s’accompagne donc dela production de grandes quantités d’eau. En moyenne,la production de chaque baril d’huile s’accompagne, auniveau mondial, de la production de 3 à 5 barils d’eau.Ce ratio peut atteindre 10 à 14 dans certaines zonesmatures (figure 3) ! Loin devant les hydrocarbures, l’eauest donc, en volume, le fluide le plus largement produitpar l’industrie pétrolière !

Fig. 3 - Rapport eau/huile (WOR) par région

Source : Z. Khatib, SPE DL 2009-2010

Selon une étude effectuée par IFP Energies nouvelles, laproduction d’eau peut être estimée pour 2008 à 250 millionsde barils/jour (Mb/j) et devrait dépasser 300 Mb/j en2020, soit une progression de 20 %. Celle-ci seraitessentiellement due aux activités offshore. Ces champs,actuellement moins matures, verront leur productiond’eau augmenter de plus de la moitié.

Les eaux produites sont de qualité fortement dégradéeet elles ont besoin d’un traitement, plus au moinspoussé, et donc plus au moins coûteux, en fonction deleur destination future.

La qualité

Les eaux de production ont séjourné pendant despériodes plus ou moins longues dans le réservoir oùelles étaient en contact avec l’huile, le gaz et la roche.Comme leur quantité, leur qualité dépend donc de leurorigine. Elle varie considérablement en fonction de larégion, de la géologie de la formation, des types defluides, du procédé de récupération, des conditionsd’exploitation et du management des puits et du réservoir. Au puits producteur, au voisinage duquel lespressions et les débits varient considérablement, leséquilibres établis au sein du réservoir sont fortementperturbés, ce qui impacte directement la compositiondes eaux. Le plus souvent, l’eau est produite sous laforme d’une émulsion eau dans l’huile qu’il faut séparerdes hydrocarbures. Cette séparation se fait moyennantdifférents procédés physico-chimiques lors desquelsdivers additifs sont utilisés, qui se retrouvent dans l’eauaprès séparation.

Une eau de production peut donc typiquement contenir :■ des particules en suspension (TSS) :

– minérales : argiles, silice, différents précipitésminéraux de calcium, de sulfate et de fer notam-ment, résidus de corrosion bactérienne comme leFeS, etc.,

– organiques : émulsions résiduelles, bactéries,asphaltènes, etc.

■ des sels dissous (TDS) de différentes natures,■ des métaux lourds et radioactifs,■ des produits organiques dissous :

– des hydrocarbures et notamment : BTEX2, PAH3,phénols et naphtalènes,

– des additifs liés au management des puits, à la pro-duction (forage, complétion, fracturation, traitementde puits), au conditionnement de l’eau d’injection età la séparation,

le point sur

(2) BTEX : benzène, toluène, éthylbenzène et xylène(3) PAH : Polycyclic Aromatic Hydrocarbons

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Émiratsarabes unis

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Norvège

Koweït

Oman

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Canada


– des additifs pour l’EOR : alcalins, tensioactifs, polymères, bactéries (MEOR), etc.

■ des bactéries et des résidus de l’activité bactérienne(biofilm, FeS, etc.),

■ des gaz dissous (CO2, O2, H2S, etc.).

Les eaux de production sont donc corrosives, instables,huileuses (émulsions, huile dissoute), elles contiennentdes particules en suspension de taille submicronique àmillimétrique ; elles sont également biologiquementactives, toxiques (métaux lourds, radioactivité, produitschimiques) et leur salinité peut atteindre la saturation.

La gestion des eaux de production : une nécessité

Les eaux de production ont longtemps été considéréescomme un sous-produit gênant. À terre, après un traitementplus ou moins poussé en fonction de leur destination, ellessont soit rejetées dans les rivières, soit dans les réseaux decollecte des eaux usées domestiques, soit traitées par éva-poration dans des bassins de décantation ou encore injectéesdans le sous-sol après un minimum de traitement. En off-shore, l’eau est soit rejetée en mer après traitement, soitconvoyée vers les terminaux terrestres pour y être traitée.

Depuis une dizaine d’années, cet état d’esprit a complè-tement changé : les eaux de production sont davantageconsidérées comme une ressource plutôt que commeun sous-produit. Leur gestion est devenue une préoccu-pation majeure des opérateurs et une composante clédes coûts de production. À cela, trois raisons majeures :■ les préoccupations liées au changement climatique et

à la nécessité d’économiser la ressource en eau,■ les volumes à traiter qui sont en constante augmentation,■ enfin, la sévérisation et l’extension des normes envi-

ronnementales. Il n’y a pas en la matière de standardinternational, chaque pays ou regroupement de paysayant ses propres normes. Dans la zone OSPAR4 parexemple, l’objectif est d’atteindre le ZHD (Zero HarmDischarge) d’ici à 2020. Au Brésil, la résolution 393 duCoselho Nacional do Meio Ambiente (2007) limite lerejet d’huile des plates-formes offshore à 42 mg/lcomme concentration journalière maximale.

Des programmes ambitieux de gestion des eaux de production ont donc été mis en place au sein de laplupart des compagnies.

Les options de gestion

Les options de gestion sont essentiellement de quatretypes, par ordre de priorité :■ la réduction des volumes,

■ le recyclage : réinjection pour les besoins de la pro-duction et réutilisation sur ou hors site,

■ la réinjection dans le sous-sol pour le stockage, larecharge des nappes, le disposal, etc.,

■ le rejet.

Le tableau 1 donne, pour ces différentes options, lestechniques et certains usages possibles.

Dans la plupart des programmes de gestion des eaux deproduction mis en place par les compagnies, la réinjectionpour les besoins de la production (Produced Water Reinjection(PWRI)) est considérée comme l’option par défaut.

À terre, la réinjection (PWRI) est déjà la principale destina-tion des eaux de production (60 % des volumes) et cettetendance devrait perdurer. En offshore au contraire, lamajeure partie de l’eau produite est aujourd’hui traitée pourêtre rejetée en mer (80 à 90 % des volumes) et la pratiquedu PWRI est marginale. Cependant à l’avenir, la réinjectionpour des besoins de la production devrait absorber la forteaugmentation de production d’eau projetée d’ici à 2020,alors que les volumes de rejets en mer devraient se stabili-ser. Si l’option PWRI permet de supporter la production et dediminuer les contraintes sur les niveaux de traitement parrapport à ceux dictés par les normes de rejet, elle a aussil’avantage d’avoir un impact sur l’environnement quasi nul.

Tableau 1

Usages possibles selon les options de gestion

Source : IFP Energies nouvelles

Cependant, si la réinjection des eaux de production estune option attractive à la fois sur les plans économique etenvironnemental, elle rencontre encore de nombreusesdifficultés parmi lesquelles :■ les craintes des pertes sévères d’injectivité qu’elle

peut induire,■ les risques de dépôts minéraux (scaling) et de forma-

tion d’H2S par des bactéries (souring),■ la gestion de la propagation des fractures. En effet,

il est admis que la réussite d’une opération PWRI

le point sur

Option

Réduction de volumesRéduire l’eau arrivant aux puits (PVE), séparation au fond du puits (DOWS, DGWS), séparation en sub-surface

RecyclageRéinjection pour les besoins de la production : PWRI-WF(waterflood), PWRI-PS (Pressure support) et PWRI-EOR,vapeur pour le SAGD

Sur siteRéutilisation

Hors site

Forage (WBM), complétion, nettoyage, refroidissement, fracturation, domestique

Réinjection dans le sous-sol

Stockage, recharge des nappes, disposal

Rejet Océan, rivières, évaporation

Agriculture, loisirs, potable, etc.

Techniques/usages possibles

(4) Zone concernée par la Convention pour la protection du milieu marin de l'Atlantique du Nord-Est diteConvention OSPAR (OSlo PARis)


est souvent liée à la présence de fractures dont la propa-gation doit être maîtrisée, afin d’éviter en particulier lesrisques d’arrivée d’eau prématurée au puits producteur,

■ en offshore, la quantité et la qualité des eaux sont desgoulots d’étranglement compte tenu de la place dispo-nible, limitée, pour des installations de traitement. Dansce domaine, des innovations pour des équipements pluscompacts et plus efficaces sont nécessaires.

Vers la gestion intégrée des eaux de production(Integrated Water Management (IWM))

Dans un contexte de très fortes pressions environnementaleset sociétales conduisant à la protection de la ressourceen eau et la limitation des émissions de CO2, la gestiondes eaux de production sur les champs pétroliers est deplus en plus considérée comme une composante essen-tielle de l’IOR (Improved Oil Recovery) qui vise à une opti-misation de la production en alliant les techniquesavancées de l’EOR à une meilleure gestion du réservoiret du puits. Dans ce cadre, la gestion des eaux de produc-tion est abordée selon une approche intégrée (figure 4) quiprend en compte l’ensemble du cycle et se fait à troisniveaux :

Fig. 4 - Cycle de l’eau et gestion intégrée (IWM)

Source : IFP Energies nouvelles

1 - Les aspects surface : séparation et traitement

Jusqu’à présent, la qualité des hydrocarbures était l’objectifprincipal de la séparation. Dorénavant, et dans un soucid’optimisation technico-économique de l’ensemble ducycle de l’eau, la qualité de l’eau en sortie de la séparationdevra également être prise en compte. En effet, celle-ciconditionne grandement l’efficacité et les coûts de l’étapesuivante de traitement de l’eau. Les autres composantesdans le choix et le design du procédé de traitement sont

les débits et la qualité de l’eau cible. Le traitement doitdonc être de plus en plus adapté à l’utilisation, voire lesutilisations, identifiée(s). S’agissant de la réinjection, lesspécifications sur la qualité de l’eau sont dictées par les caractéristiques du puits, du réservoir, des fluides enplace et du régime d’injection (matriciel ou fracturé).

2 - Les aspects puits : injectivité et productivité

L’une des craintes majeures associées au PWRI est la détérioration de l’injectivité en raison du pouvoir colma-tant des eaux de production et de leur tendance à favori-ser le souring (formation d’H2S par des bactéries) auxabords du puits. Il s’agit ici de préciser les spécificationsde qualité de l’eau nécessaires pour minimiser les coûtsdu traitement tout en assurant une injectivité acceptable àlong terme. En cas de prévision de pertes sévères, desmoyens de restauration sont à développer. La nature corrosive des eaux de production est également à prendreen compte dans le choix de la complétion des puits.

3 - Les aspects réservoir : optimisation du balayage

à l’eau (waterflood)

L’objectif ici est l’utilisation la plus efficace possible de l’eaudans la récupération de pétrole, ce qui passe par une bonneefficacité du balayage. Dans le cas de la réinjection, l’impactde la géomécanique est particulièrement important, et cecid’autant plus que la présence de fractures est soupçonnéedans la plupart des réservoirs soumis au waterflood classique.

Dans cette gestion intégrée, la qualité de l’eau apparaîtcomme l’élément central. Sa maîtrise, son optimisation etson monitoring constituent les éléments clés de la réussite.

Perspectives : défis et opportunités

Dans la perspective du développement de l’EOR chimique,l’utilisation des eaux de production à cette fin paraîtincontournable. L’un des défis majeurs à venir concernel’impact des additifs EOR (tensioactifs, polymères, etc.)sur les précédents aspects et notamment les aspects 1et 2 : séparation, traitement et injectivité.

Sur la base des expériences passées et courantes enPWRI, les industriels prévoient que cette techniquepourrait devenir la seule méthode de gestion des eauxéconomiquement viable, dans la mesure où elle estsans impact sur l’environnement. Actuellement, le tauxde recyclage dépasse rarement les 85 %. Si l’objectif du100 % PWRI est difficile à atteindre, les opérateurs ten-dent à s’en approcher par la mise en place de l’IOR avecsa composante IWM.

Enfin, signalons que ces développements dans la gestiondes eaux de production respectueux de l’environnementouvrent des opportunités à la fois techniques, technologiques

le point sur

à réduire

Énergie

Surface

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à développer autres usages

Réutilisationsur site

à protéger

Environnement

PVEWI+PWRI Puitsproducteur

Puitsinjecteur

Gestion des opérations/équipementsSéparation, traitement

Gestion du puitsinjectivité/productivité :

dépôts, émulsions, particules, corrosion,venue de sable, etc.

Gestion du réservoirbalayage, conformance, souring,

injection hors zone, gestion des fractures (propagation, confinement), etc.

Source eau d’appoint

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3


et commerciales : développement de nouveaux procédéset méthodologies, produits (plus efficaces à faible dose etrespectueux de l’environnement), logiciels et équipements(plus compacts et efficaces).

L’ eau dans le raffinage

La gestion de l’eau est également devenue un sujet d’amé-lioration indispensable dans le secteur du raffinage. Deréels progrès ont déjà été réalisés ces dernières annéespuisque la consommation en eau moyenne d’une raffinerieest passée de plusieurs m3 par tonne de brut dans lesannées 80 à 200 à 800 litres par tonne actuellement.

Les besoins en eau d’une raffinerie restent importantset indispensables au fonctionnement des unités detransformation du pétrole en carburants. L’eau est prélevée le plus souvent dans le milieu naturel : nappesouterraine, canal, étang, voire partiellement la mer.

Du point de vue des réseaux d’eau de la raffinerie et deleur traitement avant rejet, on distinguera (figure 5) :

■ l’eau brute prélevée qui permet d’alimenter l’en-semble des besoins en eau de la raffinerie,

■ l’eau déminéralisée qui permet d’alimenter l’en-semble des chaudières,

■ l’eau de réfrigération qui assure le refroidissement etla condensation des hydrocarbures dans les diffé-rentes unités de raffinage,

■ l’eau utilisée dans le dessaleur pour limiter la teneuren sel du pétrole brut avant distillation,

■ les eaux récupérées des condensations de vapeur encontact avec les hydrocarbures dans les procédés deraffinage,

■ les eaux résiduaires qui correspondent à différentseffluents aqueux de la raffinerie,

■ l’eau potable dont le réseau est indépendant.

Fig. 5 - Exemple d’alimentation en eau d’une raffinerie de 8 à

10 Mt brut.an-1

Source : Mémento technique de l’eau, Degrémont-Suez, 2005

L’eau brute

Quelle que soit son origine, l’eau d’entrée dans la raffi-nerie est appelée "eau brute", elle contient des miné-raux et des gaz dissous ainsi que de la matière en sus-pension. L’eau brute va subir plusieurs étapes detraitement avant distribution à l’ensemble de la raffine-rie de manière à agir sur son contenu minéral, soncontenu organique et les matières en suspension.

Le premier traitement est un filtrage grossier, ledégrillage, qui s’effectue dans le puits de pompage.Ensuite, des procédés de coagulation et de floculationsont mis en œuvre pour éliminer les très petites parti-cules ou sédiments. Les particules obtenues après coa-lescence s’agglomèrent pour former des particules plusgrosses, appelées flocs, qui décantent. L’eau est ensuitefiltrée en continu et les résidus extraits sont envoyés autraitement des boues.

Les eaux de chaudières

Dans une raffinerie, la vapeur a de nombreuses utilisationsqui la rendent indispensable : les échanges thermiqueset les lignes de traçage, la force motrice pour diverséquipements (pompes, compresseurs, etc.), la produc-tion d’électricité, la mise à vide de certains équipements,le strippage dans certains procédés.

Tableau 2

Pressions et températures types pour différentes vapeurs

Source : Saipem

La vapeur est générée dans des chaudières internes à laraffinerie sous forme surchauffée à haute pression. Ellese décline ensuite en plusieurs types pour permettredifférentes applications (tableau 2).

Le réseau d’eau de chaudière ou Boiler Feed Water(BFW) est un circuit semi-fermé (figure 6). L’eau secompose des condensats (recyclage de vapeur) et del’eau d’appoint qui est injectée pour combler les pertesdu circuit. Ces pertes sont provoquées par la vapeur

le point sur

eau brute

Blow-down

Blow-down

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Appointrefroidissement

Chaudières

Dessaleur

Process +service

Type de vapeurs

HHP Vapeur surchauffée à haute pression

> 45 bars ~ 350 à 400 °C Énergie

45 bars 257 °CÉchangeur à chaleurTurbine d’entraînement(High mechanical Power)Rebouillage, etc.

Échangeur à chaleurTurbine d’entraînementSoufflage vapeurProcess strippage, etc.

Échangeur à chaleurLignes de traçage vapeurMise à vide, etc.

35 bars 242 °C

< 5 bars 152 °C

HP Vapeur à haute pression

MP Vapeur à moyenne pression

LP Vapeur à faible pression

Pression typique

(dépend du typed’installation)

(dépend du typed’installation)

Température typiqueType d’utilisation


polluée par un fluide procédé. Celle-ci ne peut pas êtrerecyclée directement et est envoyée, le plus souvent,dans un système de traitement des eaux avant rejet.

Fig. 6 - Réseau d’eau de chaudière

Source : IFP School

La vapeur d’eau a un pouvoir calorique et une capacitéthermique élevés qui la rendent capable d’absorber oude restituer de la chaleur de manière très efficace. Laprésence d’impuretés peut diminuer significativementcette capacité et par conséquent l’efficacité du réseauvapeur. La corrosion, le moussage, les dépôts, l’entar-trage, etc., sont autant de désagréments dont il fauttenir compte. Les limites en concentration des impure-tés dépendent en pratique du type de chaudière et desconditions opératoires (tableau 3).

Tableau 3

Concentrations limites recommandées d’eau de chaudière (< 100 bars)

Source : Apave

Pour permettre le bon fonctionnement, la durabilité etl’efficacité de l’unité de génération et du réseau vapeur,certains composants de l’eau doivent être éliminés ouvoir leur concentration limitée. Il existe un grandnombre de traitements permettant de les éliminer maisils ne seront pas détaillés ici.

Les eaux de refroidissement

Le refroidissement peut s’opérer de plusieurs façons : ■ en circuit ouvert : l’eau récupère la chaleur excéden-

taire dans un échangeur et est restituée au milieunaturel non loin du point de prélèvement, avec unéchauffement pouvant aller de quelques degrés à unedizaine de degrés,

■ en circuit semi-ouvert : l’eau en sortie d’échangeurest envoyée dans une tour de refroidissement engénéral de type "évaporatif" (réfrigérant atmosphé-rique humide) où une faible fraction du flux circulantdans le circuit de refroidissement s’évapore et évacuela chaleur vers l’atmosphère. Pour compenser lespertes, un appoint d’eau est nécessaire, dont levolume dépend du type de tour de refroidissement.Ce circuit permet d’absorber de 6 à 10 °C,

■ en circuit fermé : un volume prédéterminé etconstant d’eau est utilisé pour éliminer la chaleurdes fluides procédés. L’eau est refroidie par une séried’aéro-réfrigérants. Ce circuit permet d’absorber de10 à 16 °C.

Le circuit ouvert est en voie de disparition pour des raisonsenvironnementales et économiques. Réglementairement,la température de rejet doit être inférieure à 30 °C avec unevariance maximale de moins de 15 °C avec le milieu natu-rel. Cette contrainte thermique limite l’échange de chaleuret nécessite de grands débits d’eau (jusqu’à plusieursdizaines de m3 par tonne de brut raffiné).

Si le circuit fermé consomme par définition très peu d’eau,il est assez coûteux en investissement et nécessite des trai-tements préalables sévères pour supprimer les risques decorrosion, d’encrassement et de développement bactérien.

Le circuit semi-ouvert (figure 7) est le plus utilisé car ilcombine un investissement relativement réduit, uneplus grande flexibilité, des risques de corrosion plusfaibles et moins de maintenance. Il nécessite cependantles traitements classiques sur l’eau d’appoint, laconcentration des impuretés augmentant dans le circuitproportionnellement aux pertes par évaporation.

Fig. 7 - Circuit de refroidissement à circulation semi-ouverte

Source : IFP School

le point sur

Vers procédésou équipements

avec contaminants

Vers équipements(turbine, traçage,

échangeur)sans contaminant

Appoint d’eau

déminéraliséeChaudière

Unité de condensation

Vers énergie

Condensats

ED EC

Eau de chaudière

avec contaminants

Vers unité de traitementde l’eau

Eau d’alimentation

Pression de service(bar)

0 - 20,7 0,1 0,05 0,3 1 1 7,5 - 10,0

20,8 - 31,0 0,05 0,025 0,3 1 1 7,5 - 10,0

31,1 - 41,4 0,03 0,02 0,2 0,5 7,5 - 10,0

41,5 - 51,7 0,025 0,02 0,2 0,5 7,5 - 10,0

51,8 - 62,1 0,02 0,015 0,1 0,5 7,5 - 10,0

62,2 - 68,9 0,02 0,015 0,05 0,2 8,5 - 9,5

69,0 - 103,4 0,01 0,01 non spécifiée

non spécifiée

0,2 9,0 - 9,6

103,5 - 137,9 0,01 0,01 0,2 9,0 - 9,6

Oxygène dissous

(mesuré avantl’addition du

réducteur d’oxygène)

Fer total

Cuivretotal

Duretétotale

(CaCO3)

COTnon

volatil

Matièrehuileuse

pH à 25 °C

0,04��

0,04��

0,007

0,007

0,007

0,007

0,007

0,007

0,5

0,5

0,5

0,2

0,2

0,2

mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l

Eau d’appoint

Tour deréfrigération Pompe

Échange avec le fluide

Process


Les eaux issues du dessaleur et les condensats devapeurs issues des procédés de raffinage

Le dessaleur permet de limiter la teneur en sels (moinsde 1 à 10 mg/l) du pétrole brut avant sa distillation afinde protéger les équipements contre la corrosion. Il s’agit d’un lavage à l’eau. Le dessaleur est souvent alimenté par des eaux recyclées comme les condensatsacides des unités de craquage après stripping de l’ammoniac et de l’H2S. Cela permet d’économiser del’eau douce et minimise les débits rejetés.

Ces condensats proviennent de la condensation devapeurs qui ont été en contact avec des hydrocarbureset ont principalement les origines suivantes : ■ la distillation,■ le FCC, l’hydrocraquage et l’hydrodésulfuration,■ le vapocraquage,■ le réchauffage des produits.

Les eaux de condensation des vapeurs d’entraînementou de dilution des produits distillés (distillation atmo-sphérique DA et sous vide DSV) représentent entre 2,5et 4 % de la charge et sont relativement peu polluées(tableau 4).

Tableau 4

Composition en mg/l d’eaux condensées de procédés

Source : P. Leprince, "Le raffinage du pétrole", Éd. Technip, 2006

Les condensats les plus pollués proviennent des opéra-tions de raffinage. Dans le procédé de craquage ou FCC, onutilise de la vapeur d’injection, d’entraînement et d’aéra-tion. Les produits lourds et visqueux traités sont souvent riches en soufre, lequel se retrouve hydrogéné etentraîné par la vapeur sous forme d’H2S. Une deuxièmesource d’eau polluée est l’eau de lavage de tête descolonnes, qui vise à limiter le dépôt de sels de sulfured’ammonium. Dans les procédés d’hydrodésulfuration, lesoufre est converti en H2S et mercaptans et les composésazotés en ammoniac. Par ailleurs, l’eau contient égale-ment des phénols issus des réactions. Ces condensatsreprésentent entre 6 et 12 % de la charge d’hydrocarbures.

L’eau issue du vapocraquage est davantage une eau "pétro-chimique" qu’une eau de raffinage, même si plusieurs raffi-neries sont équipées de vapocraqueurs. L’eau est utiliséeafin de baisser la pression partielle d’hydrocarbures etfavoriser thermodynamiquement le craquage. Elle éviteégalement la formation de coke. Les volumes d’eau repré-sentent entre 15 et 35 % de la charge d’hydrocarbures.

Les condensats de réchauffage des produits sont pollués quand ils sont mis accidentellement en contactavec des hydrocarbures. La présence en produits orga-niques, même en faibles teneurs, nécessite un traitementpréalable avant leur recyclage dans la chaudière.

La section de traitement des "eaux de procédés" est alimentée par les condensats de vapeur ayant eu un contactdirect avec les hydrocarbures, mais aussi les eaux récupé-rées au niveau du ballon de torche, les soudes usées et leseaux de lavage des échangeurs et des aéro-réfrigérants. Ceseaux sont généralement d’abord strippées à la vapeur afind’éliminer l’H2S et dans certains cas le NH3. Ensuite, ellessont envoyées comme eau de lavage dans les dessaleursd’unités de distillation atmosphérique (figure 8), ce qui per-met d’abattre la teneur en phénol de l’eau. Les eaux sontalors envoyées vers la station de traitement proprement dite.

À la sortie du décanteur, les eaux sont strippées par de l’air.Les sulfures sont éliminés sous forme d’H2S qui, aprèsséparation, est dirigé vers un incinérateur.

Les eaux sont ensuite envoyées dans un décanteur/ floculateur où l’on injecte de la chaux pour floculation. Lesboues minérales produites sont extraites et envoyées autraitement des boues. La dernière étape est un traitementbiologique : des bactéries utilisent l’oxygène dissous pourtransformer le carbone de la matière organique (DCO etDBO55 ) en CO2.

Fig. 8 - Opérations de traitement des eaux de procédés et des eaux

résiduaires.

Sources : Total, IFP School

le point sur

DA DSV FCC HDS GO Vapocraquage

% volumiquede la charge

pH

HS-, RSH

CI-

CN-

NH4

+

Phénols

HC

CH3CO2H/CH3CHO

2,5-3,5 3-4 6-12 3-6 15-35

6-7 6-7 8-9,5 5-6 6-8,5

20-200 10-50 500-3 000 3 000-5 000 10-20

5-100 5-50 10-50 10-30 10-30

- - 5-200 5-10 -

10-60 5-30 300-3 000 1 500-3 000 Traces

10-30 5-10 80-300 10-20 20-30

30-60 5-20 5-60 5-20 30-50

- - - - 50-100

H2S04

Sectioneaux nonhuileuses

Bassind’observation

Bassind’orage

(~ 5 000 m3)

Sectioneau huileuse Décanteur API

Flottateur

Strippeur Dessaleur

Section eaux de procédés

Décanteur Neutralisationstrippage

Traitementbiologique

Rejet total

CANAL

• HC vers slops• Boues

Flottateur

CoagulantFloculant

Coagulant/Floculant

~

(5) DCO : demande chimique en oxygèneDBO5 : demande biochimique en oxygène après 5 jours


Dans le cas particulier de la production de carburants desynthèse à partir de gaz naturel, de charbon et demain debiomasse, l’eau est à la fois utilisée et produite. Elle peutreprésenter jusqu’à 1 000 litres par tonne de charge traitée (utilisation) mais aussi par tonne d’hydrocarburesproduits (production). L’eau est nécessaire dans la gazéifi-cation pour obtenir du gaz de synthèse (CO et H2) et pourla réaction de water gas shift qui permet de produire del’hydrogène à partir du CO. L’eau est aussi un produit de laréaction de Fischer-Tropsch qui transforme le gaz de syn-thèse en hydrocarbures.

Dans ces procédés, l’eau est donc à la fois utilisée etproduite, ce qui accentue la nécessité d’optimiser sonrecyclage pour diminuer les rejets. Cette eau est sou-mise à des traitements analogues à celle de raffinerie.Les traitements chimiques ou biologiques dépendent dela nature de son recyclage ou de la réglementation deson rejet (tableau 5).

Les effluents généraux ou eaux résiduaires

Dans les eaux résiduaires on distingue les eaux huileuseset non huileuses. Les eaux non huileuses comprennentles purges des circuits de chaudière et de réfrigération,les effluents neutralisés des chaînes de déminéralisa-tion, les eaux domestiques (douches, sanitaires, etc.), delaboratoire et toutes celles réputées "propres". Ellessont envoyées dans un bassin de contrôle permettant lepiégeage des hydrocarbures éventuels avant d’être reje-tées dans le milieu naturel. Un analyseur en continu detraces d’hydrocarbures permet de dérouter ces eauxvers la section huileuse en cas de pollution accidentelle(figure 8).

Les eaux huileuses correspondent aux eaux issues desdallages des unités, aux eaux pluviales, aux eaux delavage des sols et des capacités, aux fuites d’échan-geurs. Ces dernières peuvent être une fraction impor-tante des rejets (> 50 l/t de brut). Les eaux huileusessont collectées et envoyées dans un décanteur. Un"raclage de fond" permet de récupérer les boues quisont épaissies et déshydratées avant d’être mises endécharge ou incinérées. Un "raclage de surface" permetde recueillir les hydrocarbures qui sont dirigés vers desbacs de "slop". L’eau clarifiée et débarrassée de la plusgrande partie des hydrocarbures et de matières en suspension est alors dirigée vers le flottateur (figure 9).

Afin d’éliminer les hydrocarbures dissous et les particulesfines en suspension, des agents de coagulation (selsd’aluminiums, de fer, etc.) et de floculation (polymères)sont utilisés pour former des corpuscules de taille suffi-sante pour décanter (les "flocs"). Le flottateur estéquipé d’un système de raclage des boues flottantes en

surface et décantées dans le fond, qui sont extraitesrégulièrement et envoyées au traitement des boues.

Fig. 9 - Exemple de flottateur de raffinerie

Sources : Total, IFP School

Les normes de rejets

Les normes concernant les rejets des raffineries varientd’un pays à l’autre. En France, les raffineries sont sou-mises à la législation sur l’eau, par l’intermédiaire del’arrêté du 2 février 1998 plusieurs fois complété.Depuis 2005, pour les raffineries neuves, cet arrêtéimpose un débit maximal de rejet d’eau dans le milieunaturel qui dépend de la complexité des installations.Ce débit varie de 100 litres à 800 litres par tonne de bruttraité. Les flux polluants rapportés à la tonne de brutraffiné sont également réglementés (tableau 5).

Tableau 5

Réglementations sur les flux polluants pour les raffineries neuves(moyennes mensuelles)

Sources : Ineris et JORF du 12 février 2005

Les perspectives d’améliorations

Les quantités d’eau utilisées en raffinerie sont variableset correspondent, dans l’ordre décroissant en volume,aux appoints d’eau de réfrigération, de chaudière, deprocédés et de dessalage (figure 10). Pour diminuer la

le point sur

Catégorie de raffineriesFlux spécifique maximal autorisé 1 2 3 4

Débit d’eau (en m3/t) 0,1 0,2 0,4 0,8

MEST (en g/t) 2 5 10 15

DCO (en g/t) 10 15 30 60

DBO5 (en g/t) 5 5 10 15

Azote total (en g/t) 5 5 10 15

Hydrocarbures (en g/t) 0,1 0,25 0,5 2

Phénols (en g/t) 0,01 0,05 0,05 0,1

consommation d’eau, il s’agit d’améliorer l’efficacité deséquipements et de chaque circuit, et enfin d’optimiserl’implantation globale des réseaux d’eau de la raffinerie,son traitement et son recyclage. Sur le réseau vapeur,l’investissement d’équipement à haut rendementénergétique se traduira par moins d’apport énergétique etpar conséquent moins de vapeur. L’élimination pousséedes impuretés permet aussi d’optimiser le pouvoircaloporteur de l’eau. Par définition, le circuit à recycle enboucle fermé est le plus économe en eau. La qualité dutraitement de l’eau d’appoint a une importanceprimordiale. Le recyclage des eaux résiduaires aprèstraitement est, par exemple, une solution conduisant, enthéorie, vers un rejet proche de zéro (figure 11).

Conclusion

Pendant la phase de transition énergétique, les hydro-carbures continueront à assurer une bonne partie del’approvisionnement énergétique, notamment pour lesbesoins du secteur des transports. Dans un contexte dechangement climatique, de fortes préoccupations envi-ronnementales et de pression sur la ressource en eau,

la gestion de l’eau, le long de la chaîne de productiondes carburants, est une nécessité.

Sur les champs pétroliers, les eaux de production sontdavantage perçues comme une ressource plutôt quecomme un sous-produit de la production du pétrole. Lagestion des eaux de production est devenue une compo-sante à part entière de l’IOR pour un développementdurable et une meilleure rentabilité des champs. Dans unsouci de protection de l’environnement et d’économie del’eau, ces programmes visent à augmenter le pourcentagede recyclage et à favoriser la réutilisation de l’eau.

Dans le secteur du raffinage, le respect de l’environnementpar la diminution de la consommation d’eau et l’amélio-ration de la qualité des rejets dans le milieu naturelsont déjà largement pris en compte. Même le rejetproche de zéro est un objectif possible car les solutionstechnologiques sont déjà disponibles. Il dépend pourune grande part des normes imposées par le législateuret des coûts d’investissement et de fonctionnementnécessaires.

Lahcen Nabzar – [email protected] Duplan – [email protected]

Manuscrit remis en décembre 2010

www.ifpenergiesnouvelles.fr

Établissement de LyonRond-point de l’échangeur de SolaizeBP 3 – 69360 Solaize – FranceTél. : + 33 4 37 70 20 20

IFP Energies nouvelles1 et 4, avenue de Bois-Préau92852 Rueil-Malmaison Cedex – FranceTél. : + 33 1 47 52 60 00 – Fax : + 33 1 47 52 70 00


le point sur

Fig. 10 - Répartition moyenne des consommations en eau

d’une raffinerie

Source : Techniques de l’ingénieur, G1150-9, 2009

Fig. 11 - Optimisation des circuits d’eaux de raffinerie, vers un rejet

proche de zéro

Source : IFP school

Appoint dessaleurs

Eau de process, laboratoires, sanitaires

65 %

25 %

6 %4 %

Appoint chaudière

Appoint tours de réfrigération

Eau de process

Eau de chaudière

Adoucissement

Déminéralisation

Rejet

Eau de refroidissement

Dessaleur

TDE

TDE

Eau huileuse (pluie, drain, etc.)

TDE

SU

Eluât

Water in fuel productionOil production and refining

Water plays a vital role in the production of fuels. Against a background of extremely highpressure to do with the need to protect the environment, better manage energy use andoperate in a socially responsible manner – as well as the need to protect water as aresource and reduce greenhouse gas emissions, water management has become a majorissue for the oil industry. These issues have all more or less been factored into theintegrated water management programmes which have been introduced both in oilproduction and oil refining. These programmes have been designed to keep waste andemissions to a minimum, and to reduce the quantities of water required.

Water and energy are intimately connected in a complexrelationship of production/consumption. The emergenceof these concerns to do with the environment and thewater stress that has been triggered by climate changehave placed the question of this interdependency at thevery heart of debate on the international stage. Indeed,increase in energy demand will inevitably go hand-in-hand with an increase in demand for water, as is shownin Figure 1.

Fig. 1 - Global trend in energy/water demand

Source: A. Maheu, McGill Univ., Nov. 2009

It would appear that trying to save these two resourcesand adopting a sensible approach to using them are vitalfor sustainable economic, social and ecologically-friendly development. In this interdependency relation-ship, water looks increasingly to be the resource that isvital to protect. Indeed, there may be alternatives whichcan be used instead of oil… but there are none for water.

As far as hydrocarbons are concerned, they impact onwater availability in two ways. First of all, producing themrequires a great deal of water. And then actually usingthem contributes to the planet’s water stress throughCO2 emissions (the final stage of their combustion) andexacerbates global warming. Managing water within thecontext of the fuel production chain, from extractinghydrocarbons through to refining them, has thereforebecome a major issue for the petroleum industry.

Water and the production of hydrocarbons

Water plays a vital role in production

But what is it used for?

Very few people associate producing hydrocarbons withusing massive quantities of water. Actually, water isalready initially present with oil within the reservoirs(formation water). Water is used for drilling, hydraulic

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019751965 1985 1995 2005 2015 2025

20,000 3,000

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500

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1,500

2,000

Energy demand

Water demand

Forecast

2,500

0

Ene

rgy

dem

and

(Mto

e) Water dem

and (km3)


fracturing, completion and well treatment. It is one ofthe most commonly used liquids for being injected intothe reservoirs through specific wells (injection wells) foroil production support. This is done during so-called"secondary" recovery in order to compensate for thedrop in pressure inside the reservoir after it has startedproduction. It is also used to improve the efficiency of oildisplacement and extraction (waterflooding, EnhancedOil Recovery (EOR)).

Growing needs

According to the International Energy Agency1, globalenergy demand is set to increase by 0.7 to 1.4%/yearbetween 2008 and 2035 depending on various differentscenarios, and hydrocarbons will remain a key feature ofenergy consumption, even though the percentage ofenergy requirements for which they are used will fall.Currently, 70% of world production is satisfied by oilfields that started production around 20 years ago(mature fields) and whose recovery factor does notexceed 35% after secondary recovery. Apart from explo-ration/production in difficult environments (deep off-shore, reservoirs at great depths, the Arctic), there aremainly two other possibilities for satisfying the world’senergy demand: ■ producing so-called "unconventional" reserves: extra-

heavy, sand and tar sands, shale gas, gas which istrapped in highly impermeable rock (tight gas), natu-ral gas extracted from coal (CBM) (see the Panoramaarticle "Unconventional gas and water"),

■ increasing the recovery factor of mature fields using"tertiary" recovery techniques (EOR). Improving theserecovery rates by 1% would produce enough oil tosatisfy the needs of two years of global consumption.

Very high quantities of water are required for both theseoptions. In the case of the first, regarding shale gas, forexample, 10 to 15,000 m3 of water/well are needed tofracture the rock – that is 1 to 2 l of water per barrel ofoil equivalent (l/boe) (see the Panorama article"Unconventional gas and water"). For EOR methods, bethey thermal (involving for example the injection ofsteam), or chemical (involving additives (alkalines, sur-factants or polymers) mixed into the water to increasethe efficiency of displacing and sweeping the oil into thereservoirs), requirements can vary between severalhundred and several dozen thousand litres of water perbarrel of oil equivalent extracted, depending on thematurity of the field and the process (800 l for steaminjection, 5,000 for CO2-EOR and up to 48,000 formicellar processes (micellar-polymer)). In all cases,

increasing hydrocarbon production will result in a dramatic increase in water demand. According to theWorld Energy Council (Water for Energy, September2010), the share of oil used in meeting the world’senergy requirements should fall between now and2050, but its share in the water consumption forenergy production is set to increase (by 10 to 18%).

What sources and what treatment?

Water used to produce energy comes from differentsources, depending on location, availability and require-ments. These include:■ seawater (for offshore energy production, in particular),■ water from rivers and estuaries,■ water from aquifers,■ wastewater in certain cases (domestic and industrial).

The most striking example is in Saudi Arabia, whereapproximately 106 m3 of seawater is treated and trans-ported over some 300 to 400 km to be injected into theGhawar oilfield!

No matter where it comes from, water used for injectionis first treated, and then conditioned in order to meetquality requirements. These quality requirementsdepend on the type of reservoir into which the water isto be injected, the fluids which are already present andthe conditions under which the oil is being extracted.

In most cases, the water must be filtered and sterilised,and oxygen and any additives (anti-corrosion, anti-bacteria, anti-scaling, etc.) must be removed from it. Incertain circumstances, particularly in order to remedyexcessive incompatibility between injection and forma-tion water, specific treatments such as desulphation oreven desalination may be required.

The aim is to end up with water of a sufficient quality tomeet the main requirement of improving oil recovery,while at the same time maintaining the quality of thewells, the reservoir and the equipment used (preventingcorrosion).

The water is produced with the hydrocarbons:production water

Sources

Most of the water that is injected for the purposes ofproduction is normally produced with the hydrocarbons.Indeed, throughout the life of a well, the Water-Oil Ratio(WOR), or the share of water in the fluid that is produced(Water Cut), continues to grow (Figure 2).

a look at

(1) World Energy Outlook 2010


Fig. 2 - Typical changes in production flow rates and in the Water Cut

throughout the lifetime of a conventional hydrocarbon producing well

Source: Global Energy Systems oilfield database

Because water is immiscible with oil and naturally moremobile, this phenomenon is inevitable and partlyexplains the modest recovery factor after secondaryrecovery indicated above. Water breakthrough and flowrate depend on the recovery process used, the nature ofthe reservoir and how it is managed. Other sources canbe added, such as leaks in the wells, fractures betweeninjectors and producers, or water that comes fromunderlying water layers through fractures or the forma-tion of water cones.

Volumes

Producing hydrocarbons therefore involves producinglarge quantities of water. On average, at global level, 3 to5 barrels of water are produced with every barrel of oil.And in certain mature regions, this figure can be as highas 10 to 14! (Figure 3). So in terms of sheer volume,more water is produced than any other fluid by thepetroleum industry!

According to a study carried out by IFP Energies nouvelles,an estimated 250 millions of barrels per day (Mb/d) wereproduced in 2008. This figure is set to exceed 300 Mb/d by2020, i.e. an increase of 20%. It is thought that this willmainly be due to offshore activities. These fields are cur-rently less mature, and the water production associatedwith them will increase by more than 50%.

The water produced is of very low quality and requiresrelatively sophisticated treatment. How extensive, andthus expensive, this treatment depends on the intendeduse for the water.

Fig. 3 - Water-Oil Ratio by region

Source: Z. Khatib, SPE DL 2009-2010

Quality

Production water has usually spent relatively long peri-ods of time in reservoirs, in which it was in contact withoil, gas and rock. Its quality, like its quantity, depends onits source. It can vary significantly depending on region,the geology of the formation, the types of fluids involved,the recovery process used, the operating conditions andon how the wells and reservoir are managed. Pressuresand flow rates can vary considerably in the vicinity of theproducer well, disturbing the physicochemical equilibriaprevailing within the reservoir. This in turn has a directimpact on the composition of the produced waters. Mostoften, water is produced in the form of a water emulsionin the oil. This needs to be separated from the hydrocar-bons. Various physicochemical processes are used tocarry out this separation, which usually involve additivesbeing mixed into the water. Most of these additivesremain in the water after separation.

Typically, production water may therefore contain:■ suspended particles (TSS):

– minerals: clays, silica, various calcium and sulphatemineral precipitates, iron precipitates in particular,bacterial corrosion residue, such as ferrous sul-phide, etc.,

– organic: residual emulsions, bacteria, asphaltene,etc.

■ various types of dissolved salts (TDS),■ heavy and radioactive metals,■ dissolved organic products:

– hydrocarbons, especially: BTEX2, PAH3, phenols andnaphthalenes,

a look at

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20

Oil production

Water production

Water Cut

0

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ls)

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il Ratio, W

ater Cut (%

)

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2000

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2006

0Water-Oil Ratios

2 4 6 8 10 12 14 16

United Arab

Emirates

SaudiArabia

Norway

Kuwait

Oman

UnitedStates

Canada

(2) BTEX: benzene, toluene, ethylbenzene, xylene(3) PAH: polycyclic aromatic hydrocarbons


– additives used to manage wells, for production(drilling, completion, fracturing, well treatment), forconditioning the injection water and for separation,

– additives used for EOR: alkalines, surfactants, poly-mers, bacteria (microbial Enhanced Oil Recovery),etc.

■ bacteria and waste from bacterial activity (biofilm,ferrous sulphide, etc.),

■ dissolved gases (CO2, O2, H2S, etc.).

Production water is therefore corrosive, unstable andoily (it contains emulsions and dissolved oil). It also contains suspended particles ranging from less than 1 micron to 1 mm in size; it is also biologically active andtoxic (it contains heavy metals, radioactivity, chemicals),and its salinity can reach saturation.

Production water management: a necessity

Production water was long considered as an inconve-nient by-product. On land, once it has been treatedusing methods that are more or less sophisticateddepending on its intended destination, the water iseither pumped out into rivers or domestic wastewaternetworks, or treated by evaporation in settling tanks, orinjected into a subsurface formation after basic treat-ment. On offshore platforms, water is either treated andthen pumped back into the sea, or transported back tofacilities on land to be treated.

This attitude to production water changed completelyaround 10 years ago: production water is now seenmore as a resource than as a by-product. Managing ithas become a major issue for oilfield operators and akey component of overall production costs. There arethree main reasons for this:■ concerns associated with climate change and the

need to save water,■ the quantities to be treated are growing continuously,■ and environmental regulations are increasingly strict

and are being applied to more and more areas. As yet,there is no international standard: each country orgroup of countries has its own standards. In the OSPARregion4 for example, the goal is to reach ZHD (ZeroHarm Discharge) by 2020. In Brazil, resolution 393 ofthe Coselho Nacional do Meio Ambiente (2007) sets themaximum amount of oil that offshore platforms candischarge into the sea at 42 mg/l per day.

Most oil companies have therefore implemented ambi-tious production water management programmes.

Management options

The following are the four main types of managementoptions, in order of priority:■ reducing volumes,■ recycling: reinjecting water for production require-

ments and using it on or off-site,■ reinjecting water into the subsurface to store it,

recharging the water tables, disposal, etc.,■ discharging it.

Table 1 shows the possible techniques and uses forthese different options.

In most of the production water management pro-grammes implemented by oil companies, reinjecting thewater for production requirements (Produced WaterReinjection (PWRI)) is seen as the default option.

On land, most production water (60% of the total volume)is already reinjected (PWRI) and this trend looks set tocontinue. On offshore platforms, on the other hand, mostproduction water nowadays is treated and then pumpedback into the sea (80 to 90% of the total volume), withPWRI only in operation at a few platforms. In the future,however, PWRI should be practised more frequently inorder to cater for the strong increase in water being pro-duced that is forecast between now and 2020, whereas thequantities being discharged into the sea should stabilise.If practising PWRI can support production and means thatthe constraints on the levels of treatment relative to thoseset by discharge standards can be relaxed, it also has thebenefit of having practically no impact on the environment.

Table 1

Possible uses according to management options

Source: IFP Energies nouvelles

However, although reinjecting production water is anattractive option from both an economical and an environ-mental perspective, it involves many difficulties, including:■ fears regarding the severe losses of injectivity to

which it can give rise,

a look at

(4) The region covered by the Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-EastAtlantic or "OSPAR" Convention (OSlo PARis)

Option

Reducing quantitiesReduce the amount of water that gets into the wells (PVE), downhole oil/water separation (DOWS, DGWS), subsurface separation

RecyclingRecycling: reinjecting water for production requirements and using it on or off-site: PWRI-WF (waterflooding), PWRI-PS (pressure support) and PWRI-EOR, steam for SAGD

On-site

ReusingOff-site

Drilling (WBM), completion, cleaning, cooling, fracturing, domestic

Reinjection into the subsoil

Storage, recharging water tables, disposal

Discharge Ocean, rivers, evaporation

Agriculture, leisure activities, drinking water, etc.

Possible techniques/Uses


■ risks of mineral scaling and formation of H2S (sour-ing) by bacteria,

■ management and of fracture initiation, propagationand confinement. Indeed, it is acknowledged thatwhether or not a PWRI operation is successful isoften dependent on whether there are any fractures,the propagation of which must be controlled, espe-cially to avoid the risk of water arriving prematurelyin the production well,

■ on offshore platforms, the quantity and quality ofwater constitute bottlenecks, given the limitedamount of space available for treatment facilities. Inthis regard, innovation is required so that more com-pact and efficient equipment can be designed.

Towards Integrated Water Management (IWM)

In a context in which there is a great deal of pressure tosafeguard the environment and be socially responsible,water as a resource has to be protected and CO2 emis-sions have to be kept to a minimum. Therefore, manag-ing production water in oilfields is increasingly seen asan integral part of modern IOR (Improved Oil Recovery)approach, which seeks to optimise production by com-bining the advanced methods used in EOR with betterreservoir and well management. Within this framework,production water management is tackled using an inte-grated approach (Figure 4) which takes the whole cycleinto account and is carried out at three levels:

Fig. 4 - Water cycle and Integrated Management (IWM)

Source: IFP Energies nouvelles

1 - Surface aspects: separation and treatment

Up until now, ensuring the high quality of the hydrocarbonshas always been the main aim of separation. From nowon, and in order to optimise the whole water cycle from a

technical-economical standpoint, the quality of the waterat the end of the separation process will also have to befactored in. Indeed, the efficiency and cost of the subse-quent water treatment phase is greatly dependent on thequality of this feed water. Other considerations involved inthe choice and design of the treatment process are flowrate and the targeted water quality. The processes used totreat the water must therefore be increasingly adapted tothe identified use or uses for which the water is intended.As far as reinjection is concerned, specifications about thequality of the water are determined by the properties ofthe well, the reservoir and the fluids already present, andthe flow regime under which the injection is operated(matrix or fractured).

2 - Well aspects: injectivity and productivity

One of the major fears associated with PWRI is a loss ininjectivity as a result of the production water’s cloggingcapacity and its tendency to lead to souring (the forma-tion of H2S by bacteria) in the wellbore. Specifications forthe water quality required should be indicated so as tokeep treatment costs to a minimum while enablingacceptable levels of injectivity over the long-term. In theevent of severe losses being forecast, methods forrestoring injectivity need to be developed. The corrosivenature of production water should also be taken intoaccount when choosing the well completion type andequipment.

3 - Reservoir aspects: optimising waterflooding

The aim here is to make the most efficient possible useof water in oil recovery, which involves a good displace-ment and sweep efficiencies. With reinjection, theimpact of geomechanical factors is particularly impor-tant, especially since the majority of reservoirs whichare subjected to conventional waterflooding are likely tobe already fractured.

In this integrated management scenario, the quality ofthe water is seen as the central element. Managing,optimising and monitoring it are all key factors in thesuccess of the operation.

Outlook: challenges and opportunities

If chemical EOR is to be further developed, using pro-duction water for these purposes seems imperative.One of the major challenges of the future will involve theimpact of EOR additives (surfactants, polymers, etc.) onthe aspects discussed above, particularly aspects 1 and2: separation, treatment and injectivity.

a look at

To reduce

Energy

Surface

Reservoir

To develop Other uses

Reuse on-site

To protect

Environment

WSOWI+PWR Well producer

Well injector

"Surface" Facilities ManagementSeparation, treatment

Well ManagementInjectivity/productivity:

scale, emulsions, particles, corrosion,

sand management, etc.

Reservoir Managementsweep, conformance, souring,

out-of-target, fracture propagation and confinement, etc.

Water sourceMake-up water

1

2

3


On the basis of past and current experiments with PWRI,industry professionals are forecasting that this couldbecome the only economically viable water manage-ment method insofar as it has no impact on the environ-ment. Currently, recycling rates rarely exceed 85%.Although 100% PWRI is difficult to achieve, oilfield oper-ators are able to get close to it by implementing IORwith IWM.

And it is also worth pointing out that progress being madein oilfield water management strategies that are lessharmful to the environment (holistic approach) also gen-erates a number of technical, technological and commer-cial opportunities: the development of new processes andmethodologies, products (which are more efficient at lowdoses and do not harm the environment), software andfacilities (which are less compact and more efficient).

Water used in refining

Oil refining sector is also seeking to make improve-ments to the way in which water is managed. Realprogress has already been made over the last few years– the average water consumption of a refinery has fallenfrom several m3 per tonne of crude oil in the 1980s, to200 to 800 l per tonne.

Refineries still require significant quantities of water.The water need is vital for processing plants to be ableto transform oil into fuel. Most often, water is takenfrom natural environments: underground water, canals,lakes... or even partly from the sea.

As far as a refinery’s water networks are concerned, andhow water is treated before being discharged, water isdivided into the following categories (Figure 5):

Fig. 5 - Example of a refinery being supplied with 8 to 10 Mt untreated

water.year-1

Source: Technical memorandum on water, Degrémont-Suez, 2005

■ untreated water which is used to meet all of the refin-ery’s water requirements,

■ demineralised water which is used to power all theboilers,

■ refrigeration water used for cooling and condensing

the hydrocarbons in the various refining plants,■ water used in the desalter to reduce the salt content

of crude oil before distillation,■ water recovered from steam condensation that has

come into contact with hydrocarbons during the refin-ing processes,

■ wastewater resulting from the refinery’s variousaqueous effluents,

■ drinking water to which the network is not connected.

Untreated water

Regardless of its origin, water entering the refinery isreferred to as "untreated water". It contains mineralsand dissolved gases, as well as suspended particles.Untreated water undergoes several treatments beforebeing distributed throughout the rest of the refinery inorder to reduce its mineral and organic content, and tofilter out its suspended particles.

The first treatment is a rough filtering, a screening opera-tion which is carried out in the pumping well. Coagulationand flocculation processes are then carried out in order toremove the water’s very small particles and sediment. Theparticles obtained once they have coalesced conglomerateto form larger particles known as flocs, which then settle.The water is then continuously filtered and the residueextracted is sent for sludge treatment.

Water for boilers

Steam has a number of applications in a refinery thatmake it essential. It is used for heat transfer and tracinglines, it is the driving power for various pieces of equip-ment (pumps, compressors, etc.), it is used to generateelectricity, to empty certain pieces of equipment and forstripping in certain processes.

Table 2

Typical pressures and temperatures for different steam types

Source: Saipem

a look at

Blow-down

50-100 m3.h-1

150-200 m3.h-1

90-100 m3.h-1

100-200 m3.h-1

200-600 m3.h-1

50-100 m3.h-1

50-100 m3.h-1

400-1,000 m3.h-1 200-600 m3.h-1

Process +service

Untreated water

(demineralised water)

(fresh water)

(fresh or deminer-alised water)

Boilers

Desalter

Cooling make-up

Blow-down

Discharge

Steam

HHP Superheated hightpressure steam

> 45 bar ~ 350 to 400°C

45 bar 257°C

35 bar 242°C

< 5 bar 152°C

HPHight pressure steam

MP Medium pressuresteam

LP Low pressure steam

(depend on thetype of installation)

(depend on thetype of installation)

Steam typeTypical pressure Typical temperature

Type of use

Power generation

Heat exchangeTurbine Reboiling

Heat exchangeTurbine Steam ventilationStripping process

Heat exchangeSteam tracing linesEmptying


Steam is generated inside the refinery’s boilers in asuperheated high-pressure form. It is then divided intoseveral types for various applications (Table 2).

The Boiler Feed Water network (BFW) is a semi-closed cir-cuit (Figure 6). The water is made up of condensates (steamrecycling), and make-up water which is injected to make upfor any wastage in the circuit. This wastage is caused bysteam which has been polluted by a process fluid. It cannotbe recycled directly and in most cases must be sent to awater treatment system before it can be discharged.

Fig. 6 - Boiler water network

Source: IFP School

Steam has a very high caloric power and thermal capacity,which makes it able to absorb and release heat veryeffectively. The presence of any impurities can reducethis capacity significantly, negatively affecting the steamnetwork’s efficiency. Corrosion, foaming, scaling andfurring, etc., are all inconveniences that must be takeninto account. In practice, the maximum concentrationfor these impurities depends on the type of boiler andthe conditions in which it is operating (Table 3).

Table 3

Maximum recommended concentrations for boiler water (<100 bar)

Source: APAVE

In order for a generation plant and steam network tooperate properly and efficiently over a long period oftime, certain components found in water must be elimi-nated or have their concentration levels reduced. Thereare many possible treatment options for eliminatingthem, but they will not be detailed here.

Cooling water

A plant can be cooled in a number of different ways: ■ using an open circuit: the water absorbs surplus heat

in a heat exchanger and is released back into the nat-ural environment close to where it was taken from. Itstemperature will have been increased by anythingranging from just a few degrees to about ten degrees,

■ using a semi-open circuit: the water exits a heatexchanger and is then sent to a cooling tower (gener-ally a wet evaporative cooling tower) where a weakproportion of the flow circulating within the coolingcircuit evaporates and evacuates the heat out into theatmosphere. In order to compensate for any wastage,make-up water is required, the volume of which willdepend on the type of cooling tower. This type of cir-cuit can absorb between 6 and 10°C,

■ using a closed circuit: a predetermined and constantvolume of water is used to eliminate the heat of pro-cess fluids. The water is cooled by a series of watercooling towers. This type of circuit can absorbbetween 10 and 16°C.

Open circuit systems are increasingly rare because ofenvironmental and economic factors. In order to complywith regulations, the discharge temperature must belower than 30°C with a maximum variance of less than15°C with the natural environment into which it isreleased. This thermal constraint limits heat exchangeand means that high water flow rates are required (up toseveral dozen m3 per tonne of crude oil that is refined).

Although by definition a closed circuit uses very littlewater, initial investment costs are relatively high, andrigorous treatment is required beforehand in order toeliminate any risks of corrosion, clogging or bacteriadevelopment.

The semi-open circuit illustrated in Figure 7 is the mostcommonly used, since it involves relatively low invest-ment costs, runs a lower risk of corrosion and requiresless maintenance. But it does require conventionaltreatments for the make-up water – concentrations ofimpurities build up within the circuit in proportion towastage through evaporation.

a look at

To process unitor equipment

with contamination

To site equipment (turbine, tracing,

exchangers) without contaminant

Make-up of demineralised

waterBoiler

Condensationunit

To powergeneration

Condensates

DW BFW

BFW contaminate

To treatment water

0 - 20.7 0.1 0.05 0.3 1 7.5 - 10.0

7.5 - 10.0

7.5 - 10.0

7.5 - 10.0

7.5 - 10.020.8 - 31.0 0.05 0.025 0.3 1

31.1 - 41.4 0.03 0.02 0.2

41.5 - 51.7 0.025 0.02 0.2

51.8 - 62.1 0.02 0.015 0.1

62.2 - 68.9 0.02 0.015 0.05 8.5 - 9.5

69.0 - 103.4 0.01 0.01 9.0 - 9.6

103.5 - 137.9 0.01 0.01 9.0 - 9.6

pH at 25°C

0.04

0.04

0.007

0.007

0.007

0.007

0.007

0.007

mg/l mg/lmg/lmg/lmg/lmg/l

0.5

0.5

0.5

0.2

0.2

0.2

1

1

0.5

0.5

0.5

0.2

0.2

0.2

Feed water

Operating pressure (bar)

Dissolved oxygen

Total Iron

Total Copper

Total Hardness

Non-volatile

TOC

Oilymatter

(measured before the oxygen reducing

agent is added)

not specified

not specified


Fig. 7 - Semi-open cooling circuit

Source: IFP School

Water from desalters and condensed steam fromthe refinery processes

A desalter can reduce the salt content (less than 1 to 10 mg/l) of crude oil before distillation so as to protectthe machinery against corrosion. It involves water wash-ing. Desalters are often fed by recycled water, such asacid condensates from cracking units once the H2S andammonia have been stripped out. This way, freshwatercan be saved and the discharge flow can be kept to aminimum.

These condensates come from steam condensationwhich has come into contact with hydrocarbons. Theycome mainly from the following sources: ■ distillation,■ fluid catalytic cracking, hydrocracking and hydrodesul-

phurisation, ■ steam cracking,■ heating products.

Condensation water produced by carrier vapour or thedilution of distilled products (atmospheric and vacuumdistillation) account for between 2.5 and 4% of all waterand is relatively unpolluted (Table 4).

Table 4

Composition in mg/l of condensed process water

Source: P. Leprince, "Le raffinage du pétrole" (refining petroleum), Ed. Technip, 2006

The most polluted condensates are produced by refiningoperations. During cracking or fluid catalytic cracking,

injection, carrier and aeration steams are used. Heavyand viscous products that are processed are often richin sulphur which is hydrogenated and carried by steamas H2S. A second source of polluted water is water usedto wash the column heads in order to reduce scalingfrom ammonium sulphate salts. In hydrodesulphurisa-tion processes, sulphur is converted into H2S and mer-captans, and nitrogen compounds into ammonia. Thewater also contains phenols as a result of variouschemical reactions. These condensates account forbetween 6 and 12% of the hydrocarbons.

The water that is produced by steam cracking is more ofa "petrochemical" water than a refinery water, eventhough several refineries are fitted with steam crackingplants. The water is used to lower the hydrocarbons’partial pressure and thermodynamically favours crack-ing. It also avoids the formation of coke. This wateraccounts for between 15 and 35% of the hydrocarbons.

The heating condensates from products are polluted whenthey accidentally come into contact with the hydrocarbons.Even if only very small quantities of organic products arepresent, the water has to be subjected to an initial treat-ment before being recycled in the boiler.

The "process water" treatment section is fed by steamcondensates which have come into direct contact withhydrocarbons, as well as water that has been recoveredfrom the flare drum, worn soda and water used to washthe heat exchangers and cooling towers. This water isusually steam-stripped in order to remove the H2S and— in certain cases — the NH3. It is then sent as washingwater to the atmospheric distillation units’ desalters(Figure 8); this lowers the water’s phenol content. Thewater is then sent to the actual treatment station.

When it leaves the settling tank, the water is air-stripped. Sulphur is removed in the form of H2S and issent to an incinerator after separation.

The water is then sent to a settling tank/flocculatorwhere lime is injected for flocculation. The mineralsludge produced is then extracted and sent to a sludgetreatment plant. The final stage is biological treatment:bacteria use the dissolved oxygen to convert the carbonfrom the organic matter (COD and BOD55) into CO2.

In the specific case of synthetic motor-fuel productionfrom natural gas, coal and — in the future — biomass,water is both used and produced. It can account for asmuch as 1,000 l per tonne of the total amount processed(use), as well as per tonne of hydrocarbons produced

a look at

Make-upwater

Cooling tower Pump

Exchange with the fluidProcess

AD VD FCC HDS GO Steam cracking

pH

HS-, RSH

CI-

CN-

NH4

+

Phenols

HC

CH3CO2H/CH3CHO

2.5-3.5 3-4 6-12 3-6 15-35

6-7 6-7 8-9,5 5-6 6-8.5

20-200 10-50 500-3,000 3,000-5,000 10-20

5-100 5-50 10-50 10-30 10-30

- - 5-200 5-10 -

10-60 5-30 300-3,000 1,500-3,000 Traces

10-30 5-10 80-300 10-20 20-30

30-60 5-20 5-60 5-20 30-50

- - - - 50-100

% volume of the total

(5) DCO : demande chimique en oxygèneDBO5 : demande biochimique en oxygène après 5 jours


(production). Water is needed in gasification to obtainthe synthetic gas (CO and H2), and for the water gas shiftreaction which produces hydrogen from CO. Water isalso produced by the Fischer-Tropsch reaction whichconverts synthetic gas into hydrocarbons.

Fig. 8 - Treatment operations for process water and wastewater

Sources: Total, IFP School

In these processes, water is both used and produced –making it all the more necessary for its recycling to beoptimised so as to reduce waste. This water is subjectedto treatments that are similar to those used in a refin-ery. The chemical and biological treatments depend onthe way in which it is recycled and on how the dischargeof waste is regulated (Table 5).

General discharge or wastewater

Wastewater is subdivided into oily water and non-oilywater. Non-oily water includes water that has been drainedfrom boiler and refrigeration circuits, neutralised effluentfrom demineralisation chains, domestic water (from show-ers, toilets, etc.), water from laboratories and all other so-called "clean" water. This water is sent to a monitoringbasin where any hydrocarbons can be trapped before it ispumped out into the natural environment. If any accidentalpollution occurs, an analyser which continuously looks outfor any traces of hydrocarbons can reroute this watertowards the oily water section (Figure 8).

Oily water is water from the paving in the facilities, rain-water, water that has been used to wash the floors andcontainers, and water that has leaked from theexchangers. This water can account for a significantproportion of the total amount discharged (> 50 l pertonne of untreated water). Oily water is collected andsent to a settling tank. The bottom of the tank is scrapedin order to recover any sludge which has thickened andbecome dehydrated. It is then dumped or incinerated.The surface of the water is also scraped in order to col-lect any hydrocarbons. These are then sent to slop

tanks. Once the water has been clarified and rid of mostof its hydrocarbons and suspended matter, it is sent tothe float (Figure 9).

Fig. 9 - Example of a refinery float

Sources: Total, IFP School

In order to eliminate dissolved hydrocarbons and anyfine suspended particles, coagulation (aluminium or fer-rous salts, etc.) and flocculation agents (polymers) areused in order to get them to coalesce into corpusculesthat are large enough to settle (flocs). The float is fittedwith a scraper for any sludge floating on the surface orthat has settled at the bottom. This sludge is regularlyremoved and sent to the sludge treatment plant.

Waste standards

Standards relating to refinery waste vary from country tocountry. In France, refineries are subject to legislationwith regard to water within the framework of the law of2 February 1998, which has been amended severaltimes. Since 2005, this law has required that all newrefineries pump out no more than a maximum flow rateof water into the natural environment. This depends onthe complexity of the installations. The flow rate variesbetween 100 l to 800 l per tonne of water treated.Pollutant flows quoted by tonne of refined water arealso subject to regulations (Table 5).

Table 5

Pollutant flow regulations for new refineries (monthly averages)

Sources: INERIS and JORF 12 February 2005

a look at

H2S04

(~ 5,000 m3)

Float

Float

Stripper Desalter

Process watersection

Settling tank Neutralisationstripping

Biologicaltreatment

CHANNEL

• HC to slop tanks• Sludge

Coagulant

Flocculating agent

Coagulant/Flocculating agent

~

Non-oily water section

Observation basin

Storm water basin

Oily watersection API settling tank Total discharge

1 2 3 4

Water flow rate (in m3/t) 0.1 0.2 0.4 0.8

MSOM (in g/t) 2 5 10 15

COD (in g/t) 10 15 30 60

BOD5 (in g/t) 5 5 10 15

Total nitrogen (in g/t) 5 5 10 15

Hydrocarbons (in g/t) 0.1 0.25 0.5 2

Phenols (in g/t) 0.01 0.05 0.05 0.1

Refinery categoryMaximum authorised specific flow

Outlook for improvement

The quantities of water used in refineries are variableand are made up of, in decreasing order of volume,make-up water for refrigeration, heating, processes anddesalination (Figure 10). In order to reduce water con-sumption, the efficiency of equipment and of each cir-cuit has to be improved, and the overall layout of therefinery’s water networks has to be optimised, togetherwith how water is treated and recycled.

As far as the steam network is concerned, investing inhigh-energy efficiency equipment will result in a lowerenergy contribution and so less steam. Removing asmany impurities as possible also makes it possible tooptimise the water’s heat transmission power. By defini-tion, a closed loop recycle circuit uses less water. Thetreatment quality of the make-up water is of crucialimportance. Recycling wastewater once it has beentreated is a solution that can theoretically result innearly no water having to be discharged (Figure 11).

Conclusion

During the energy transition phase, hydrocarbons willcontinue to account for a significant share of energysupply, particularly for the transport sector’s require-

ments. Against a backdrop of climate change, a numberof other major environmental concerns and theincreasing scarcity of water, water use throughout thefuel production chain needs to be managed.

In oilfields, production water is now seen more as aresource than as a by-product of oil production.Production water management has become an aspect ofIOR in its own right, a vital practice in order to bring aboutsustainable development and secure greater profitabilityfor the oilfields. These programmes seek to increasethe percentage of water that is recycled and encourageits reuse, all in order to protect the environment andsave water.

In the refining sector, water use is already beingreduced and the quality of the water that is dischargedis being improved so as to limit the impact that theindustry has on the environment. Even almost zerodischarge is a realistic target – the technology isalready available. It is dependent to a great extent onthe various standards imposed by lawmakers and onthe investment and operations costs involved.

Lahcen Nabzar – [email protected] Duplan – [email protected] draft submitted in December 2010

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a look at

Fig. 10 - Average distribution of water consumption in a refinery

Source: Techniques and engineering, G1150-9, 2009

Fig. 11 - Optimising refinery water circuits, towards zero discharge levels

Source: IFP school

65%

25%

6%4%

Boiler�make-up

Cooling tower make-up

Desalter make-up

Process water, laboratories, toilets

Process water

Boiler water

Water softening

Demineralisation

DischargeCooling water

Desalter

Treatment

Treatment

Treatment

Oily water (rain, drainage)

SU

Eluate

l’eau dans la production de carburants...combustion des hydrocarbures) et le réchauffement...

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