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LE PROCESS
LES EAUX DE REJET
MANUEL DE FORMATION
COURS EXP-PR-PR190
Révision 0.1

Exploration et Production
Le Process
Les Eaux de Rejet
Support de Formation: EXP-PR-PR190-FR
Dernière Révision: 15/05/2007 Page 2 de 69
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LES EAUX DE REJET
SOMMAIRE
1. OBJECTIFS.....................................................................................................................4
2. LES FONCTIONS DU TRAITEMENT des EAUX de REJET ...........................................5
2.1. INTRODUCTION.......................................................................................................5
2.2. GÉNÉRALITÉS .........................................................................................................5
2.3. STRUCTURE DES RÉSEAUX DE COLLECTE DES EAUX BRUTES .....................6
2.3.1. Le réseau de collecte et d'évacuation des eaux de production...........................6
2.3.2. Les réseaux des drains huileux ouverts et fermés,.............................................6
2.3.2.1. Le réseau des drains fermés........................................................................7
2.3.2.2. Le réseau des drains ouverts.......................................................................7
2.4. CARACTÉRISTIQUES DES EAUX BRUTES ...........................................................8
2.5. SPÉCIFICATIONS ET RÉGLEMENTATION DES EAUX TRAITÉES AVANT
REJET..............................................................................................................................9
2.5.1. En mer ..............................................................................................................10
2.5.2. Norme de rejet..................................................................................................10
2.5.3. Arbre des décisions : Mode de Rejet................................................................11
3. TRAITEMENTS DES EAUX BRUTES...........................................................................12
3.1. TRAITEMENT PRIMAIRE: LA DÉCANTATION ......................................................12
3.2. TRAITEMENT SECONDAIRE: RUPTURE DES ÉMULSIONS ...............................13
3.2.1. Formation des émulsions..................................................................................13
3.2.2. Recommandations pour prévenir la formation des émulsions amont traitement
...................................................................................................................................16
3.2.2.1. Sur les champs à gaz.................................................................................16
3.2.2.2. Sur les champs à huile...............................................................................17
3.2.3. Produits chimiques utilisés pour le déshuilage des eaux de production ...........17
3.2.3.1. Inverseur d'émulsion ..................................................................................17
3.2.3.2. Coagulation................................................................................................19
3.2.3.3. Floculation..................................................................................................19
3.3. TRAITEMENT TERTIAIRE......................................................................................22
3.3.1. Élimination des matières solides (M.E.S.) ........................................................22
3.3.1.1. Centrifugation et cyclonage........................................................................23
3.3.1.2. Flottation ....................................................................................................24
3.3.1.3. Coalescence ..............................................................................................25
3.3.1.4. Coagulation et floculation...........................................................................26
3.3.2. Élimination des polluants dissous.....................................................................26
3.3.2.1. Procédés par Extraction.............................................................................27
3.3.2.2. Principe du procédé Macro Porous Polymer Extraction .............................28
3.3.3. Traitements Biologiques ...................................................................................29
3.3.4. Traitement d'autres catégories d'eaux..............................................................30
3.4. CLASSIFICATION ET COMPARAISON DES DIFFÉRENTS TRAITEMENTS .......30
3.4.1. Dimensionnements des équipements de déshuilage........................................31

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3.4.2. Performances des procédés de déshuilage......................................................31
3.4.3. Traitements secondaires et tertiaires................................................................32
4. TECHNOLOGIE DES ÉQUIPEMENTS UTILISÉS ........................................................33
4.1. LES FILTRES..........................................................................................................33
4.2. LES HYDROCYCLONES........................................................................................35
4.3. LES FLOTTATEURS...............................................................................................41
4.3.1. Circulation des liquides.....................................................................................41
4.3.2. Formation des bulles de gaz.............................................................................41
4.3.3. Action des bulles...............................................................................................42
4.4. LES BASSINS A.P.I ................................................................................................45
4.5. LES DÉGAZEURS ..................................................................................................47
4.6. ÉQUIPEMENTS DE RÉCEPTION ..........................................................................47
4.6.1. Cuve de purge ..................................................................................................47
4.6.2. Bac à égouttures...............................................................................................47
4.6.3. Équipement de récupération.............................................................................48
4.6.4. Tube de rejet en mer. .......................................................................................49
5. PARAMÈTRES ET CONDUITE DU TRAITEMENT DES EAUX DE REJET..................52
5.1. PARAMÈTRES DES HYDROCYCLONES..............................................................52
5.1.1. Le débit.............................................................................................................52
5.1.2. Le taux de rejet.................................................................................................53
5.2. LES BASSINS A.P.I. ...............................................................................................53
5.3. LES FILTRES..........................................................................................................55
5.4. LES POMPES DES TRAITEMENTS CHIMIQUES .................................................55
5.5. LES FLOTTATEURS...............................................................................................55
5.6. LES DÉGAZEURS ..................................................................................................56
5.7. LES TUBES DE REJET EN MER (SUMP CAISSON).............................................56
6. TROUBLE SHOOTING..................................................................................................57
6.1. BASSINS A.P.I........................................................................................................57
6.2. LES FILTRES..........................................................................................................57
6.2.1. Filtres à éléments filtrants.................................................................................57
6.2.2. Filtres à sable ...................................................................................................57
6.3. LES HYDROCYCLONES........................................................................................58
6.4. LES POMPES DES TRAITEMENTS CHIMIQUES .................................................58
6.5. LES DÉGAZEURS ..................................................................................................59
6.6. TUBES DE REJET EN MER ...................................................................................59
7. EXERCICES..................................................................................................................60
8. GLOSSAIRE..................................................................................................................64
9. SOMMAIRE DES FIGURES..........................................................................................65
10. CORRIGÉ DES EXERCICES ......................................................................................67

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1. OBJECTIFS
À l'issue de l'étude de ce module le lecteur devra être capable de :
Reproduire & décrire le schéma standard de procédé d'une section de Traitement
des eaux de Rejet
Citer les procédés & techniques mis en œuvre dans la section
Schématiser les différents circuits
Nommer les paramètres opératoires
Localiser les organes de contrôle& de régulation
Connaître les actions générales de conduite de la section
Connaître les caractéristiques techniques des équipements utilisés

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2. LES FONCTIONS DU TRAITEMENT des EAUX de REJET
2.1. INTRODUCTION
L'eau est très utilisée dans l'exploitation des installations de production pétrolière et au
cours de ces applications elle subit des altérations de ses caractéristiques notamment par
la pollution aux hydrocarbures liquides et même gazeux (faible dissolution du gaz dans
l’eau), autres éléments chimiques, présence de particules solides, or une bonne partie de
cette eau est rejetée dans le milieu naturel qui peut être un cours d'eau ou la mer.
Par respect pour l'environnement et les populations avoisinantes il est hors de question de
renvoyer l'eau brute de retour de ses utilisations dans son milieu naturel sans la purifier.
Pour cela elle subit un traitement constitué de plusieurs phases successives jusqu'à
parvenir à une teneur de 25 à 40 ppm en hydrocarbures (suivant les pays), et une parfaite
limpidité etc…
2.2. GÉNÉRALITÉS
Les eaux à traiter viennent de plusieurs sections de l'installation de production pétrolière
elles sont de natures différentes en général de cinq origines:
Les eaux de production
Les eaux de purges
Les eaux de pluie et de lavage (drains ouverts et fermés)
Les eaux contenant des produits chimiques
Les eaux d'usage sanitaires & domestiques
Elles sont acheminées vers l'unité de traitement par trois voies différentes:
Les lignes process des eaux de production,
Les drains huileux fermés des purges
Les drains huileux ouverts des pluies et lavages.
Et parfois aussi des réseaux secondaires indépendants et spécifiques pour les eaux
contenant des produits chimiques autres que des hydrocarbures.

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Elles font ensuite l’objet de traitement tels que déshuilage, élimination des matières
solides, la purification par filtration fine & l'oxygénation, avant d’être rejetées ou retraitées
selon les résultats des analyses.
2.3. STRUCTURE DES RÉSEAUX DE COLLECTE DES EAUX BRUTES
2.3.1. Le réseau de collecte et d'évacuation des eaux de production
Ce réseau de collecte vers les unités de traitement adaptées, n'est pas un réseau d'égouts
mais un réseau de lignes process eau huileuse qui proviennent des équipements suivants:
Séparateurs de production (huile et gaz)
Déshydrateurs électrostatiques
Purges d’eau des autres équipements (Knock Out drums, glycol…)
Les produits contenus dans ces effluents sont soit en suspension dans l’eau :
Hydrocarbures (HC)
Matière en suspension (MES)
ou bien dissous dedans :
Sels
Matières organiques (additif, sulfure soluble, alcools, hydrocarbure dissous)
2.3.2. Les réseaux des drains huileux ouverts et fermés,
Ils ont pour but de collecter toutes les purges et tous les rejets d'hydrocarbures liquides ou
d'eaux huileuses, afin de les traiter ou de les recycler dans le respect des normes
antipollution en vigueur.
Par principe et de par leur conception, ces réseaux ne peuvent être utilisés pour la
décompression des équipements, mais ils sont prévus de manière à faire obstacle à la
propagation du feu.

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2.3.2.1. Le réseau des drains fermés
Il collecte les effluents provenant de la purge manuelle des équipements de production, il
les dirige vers la cuve de purge.
2.3.2.2. Le réseau des drains ouverts
Il collecte les effluents provenant des bacs à égouttures et des cuvettes de rétention des
installations de production, il les dirige vers un équipement de récupération.
RAPPEL: Par rapport à leur composition spécifique les drains ouverts ne doivent pas être
mélangés avec les drains fermés ou les eaux de production pour des raisons de
d’incompatibilité et de sécurité.
Il est obligatoire de séparer les eaux huileuses de production (réseau fermé et ligne
process), des eaux de pluie et lavage (réseau ouvert) pour les raisons suivantes :
Incompatibilités chimiques entre les deux effluents :
La présence d'agents de lavage peut émulsifier chimiquement les
hydrocarbures de l'autre réseau, l'apport d'O2 accroît la corrosivité des
eaux de gisement,
Il peut se former des précipités par incompatibilité.
Discontinuité des débits : les eaux de production sont émises en continu, les eaux
de pluie et lavage en discontinu, à moins de disposer d'un bassin tampon sur le
réseau ouvert.
Différence entre les caractéristiques des effluents : les hydrocarbures des eaux
de drainage sont en général moins émulsifiés et plus faciles à séparer.
Sécurité des personnes utilisation impropre d’eau contenant des HC (affection de
la peau, troubles intestinaux si ingérée )
Ces réseaux ne sont jamais utilisés pour la décompression des équipements. Ils sont
conçus de façon à faire obstacle au retour éventuel de gaz et à la propagation du feu.
Les deux réseaux ne sont donc pas connectés entre eux.
L’eau de pluie provenant de zones non susceptibles d’être polluées est rejetée
directement dans le milieu naturel.

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2.4. CARACTÉRISTIQUES DES EAUX BRUTES
En production pétrolière, on trouve principalement des hydrocarbures en suspension qui
peuvent être présents dans les eaux soit à l’état libre ou faiblement émulsionnés (cas des
eaux pluviales), soit à l’état d’émulsion (cas des eaux de production et de procédé)
L’eau reçue à l'entrée dans l’unité de traitement est un mélange complexe d’eau,
d’huile, de produits chimiques et de solides et qui peut contenir :
Inhibiteur de corrosion
Eau glycolée
Inhibiteur de tartre
Méthanol (provenant de la section inhibiteur d’hydrates)
Sable vase, paraffine …..
Il est nécessaire de collecter toutes les purges d’équipements et tous les rejets
d’hydrocarbures liquides ou d’eaux pouvant être contaminées par des produits pétroliers
ou leurs dérivés, afin de les recycler ou de les traiter, dans les normes de rejet en vigueur.
La connaissance des caractéristiques de l'eau à traiter et des hydrocarbures qu'elle
contient, est essentielle pour le choix du mode de rejet et des traitements de déshuilage
adaptés.
En particulier, pour les eaux de production et les eaux de purge (réseau fermé), il convient
d'évaluer les données suivantes :
Débits : Maximal, minimal, variabilité
Pression: Plage de fonctionnement et disponibilité,
Température: Moyenne, moyens de modification,
Caractéristiques de l'eau : Analyse chimique, salinité, densité, nature et
granulométrie des matières en suspension (MES),
Hydrocarbures : Teneur, taille et répartition des gouttelettes, stabilité de l'émulsion
Caractéristiques du brut : Masse volumique, viscosité en fonction T°C, teneurs en
paraffines et asphaltènes.

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Le document photographique présenté ci-dessous donne clairement un exemple de
l'apparence de l'eau brute provenant des différentes sections d'une installation de
production pétrolière
Figure 1: Échantillons d'eau brute venant de différentes sections
2.5. SPÉCIFICATIONS ET RÉGLEMENTATION DES EAUX TRAITÉES
AVANT REJET
Les réglementations internationales deviennent de plus en plus restrictives
Les contrôles sont sur une moyenne mensuelle basée sur la prise de 2 échantillons
journaliers
Ces valeurs sont fixées par des réglementations locales ou les conventions MARPOL /
OSPAR
Nord Europe, océans Atlantique et arctique : 40 mg/kg (vers 30 mg/kg)
USA offshore : 29 mg/l daily – 42 mg/l mensuel
Indonésie : 25 mg/l (sous révision de descendre à 15 mg/l)
Mer méditerranée, mer rouge : 15 mg/l
Mer Caspienne : 20 mg/l (sous révision)

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2.5.1. En mer
Au-delà des eaux territoriales (12 miles nautiques), à défaut de réglementation nationale
en vigueur concernant le plateau continental, on appliquera les recommandations
régionales et/ou internationales :
Convention Marpol (convention internationale).
Convention de Paris pour la mer du Nord et adjacente.
Convention de Barcelone pour la Méditerranée.
Convention d'Abidjan pour le Golfe de Guinée (les conventions régionales se
réfèrent toutes à la convention Marpol).
Il faut distinguer deux types de rejets d'eau :
Les eaux issues des réseaux de drainages ouverts, qui relèvent de la convention
de MARPOL, ne doivent pas contenir plus de 15 ppm d'hydrocarbures.
Les eaux liées à la production du pétrole auxquelles on associe les eaux de
déplacement de stockages sous-marins qui relèvent de la réglementation locale si
elle existe, si non de la convention régionale.
On retiendra donc pour le moment comme cibles en mer :
Eaux issues de réseaux ouverts: 15 ppm
Eaux liées à la production : 40 ppm
2.5.2. Norme de rejet
Offshore
Limite la plus courante : 40 mg/l (hydrocarbures dispersés mesure IR). Si pas précisée
même objectif.
Onshore
Limite HC varie avec les sites, inférieur à Offshore + autres paramètres à prendre en
compte (DCO, DBO, salinité, MES etc. ….)
Les rejets sont soumis, en général, à des réglementations nationales ou régionales plus
contraignantes qu'en mer.

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Elles s'adressent aussi bien aux déversements dans les eaux superficielles qu'aux
injections dans des couches profondes autres que le gisement. Pour une réinjection dans
le gisement, il n'existe pas de contrainte réglementaire.
2.5.3. Arbre des décisions : Mode de Rejet
Ce diagramme montre comment s'opère le choix entre les différentes options possibles
pour le rejet de l'eau après traitement
Possibilité d'un déversement dans
les eaux de surface
Traitement compatible
avec les contraintes
environnement
Possibilité de
Réinjection dans
le gisement
Rejet / Déversement
surface (Option 1)
Traitement compatible
avec les contraintes
Puits / Formation
Possibilité d'injection
dans les couches
géologiques profondes
Réinjection dans
le gisement
( Option 2 )
Puits de Rejet
( Option 3 )
Centre de
Traitement
( Option 4 )
Figure 2: Arbre de décisions des modes de rejet

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3. TRAITEMENTS DES EAUX BRUTES
3.1. TRAITEMENT PRIMAIRE: LA DÉCANTATION
Elle s'effectue à l'arrivée de l'Eau Brute dans une grande fosse durant un temps de
rétention variant suivant les caractéristiques de l'Eau Brute.
Elle est basée sur les principes de séparation gravitaire et notamment sur
l'accroissement de la vitesse de décantation des gouttes d'hydrocarbures pour
qu'elles soient interceptées le plus rapidement possible.
Cette vitesse est fonction de plusieurs paramètres et s'exprime par la loi de Stokes qui
permet de dimensionner les ouvrages de séparation gravitaire simple.
En fonction du temps de séjour minimal nécessaire, on déduit la hauteur des ouvrages de
décantation. On peut diminuer ce temps en minimisant le trajet à réaliser par une goutte
(séparateurs à plaques).
On peut aussi accroître la vitesse ascensionnelle par l'intermédiaire de procédés de
traitement qui modifient préférentiellement certains paramètres.
Le principe de cette séparation est basé sur le déplacement d'une gouttelette d'huile dans
un milieu aqueux suit la loi de STOKES qui est formulée de la manière suivante:
( )
c
h
e
µ
ρ
ρ
18
_
gD
V
2
=
ou les paramètres sont:
V = vitesse ascensionnelle d'une goutte d'huile en cm/s
ρe = masse volumique de l'eau en g/cm3
ρh = masse volumique de l'huile en grammes /cm3
g = accélération de la pesanteur 981 cm/s2
D = diamètre de la particule d'huile en cm
µc = viscosité absolue de la phase aqueuse en Poises
Le but du procédé de déshuilage par décantation sera d'accroître "V", pour obtenir une
bonne séparation dans le temps le plus réduit possible. Les différents procédés utilisés
seront fonction des différents paramètres de cette formule.

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L'exemple suivant permet de concrétiser le principe :
La vitesse ascensionnelle dans l'eau douce à 40°C d'une goutte d'hydrocarbures de
densité 0,92 est approximativement :
de 5 m/h pour un diamètre 150 µ
de 5 cm/h pour un diamètre 15 µ
de 0,5 mm pour un diamètre 1,5 µ
A 20°C, ces valeurs deviennent respectivement
3,5 m/h,
3,5 cm/h
0,35 mm/h.
Parce que la viscosité de la goutte est plus grande à 20°C qu’à 40°C ;
Ce traitement primaire de déshuilage par décantation dans une cuve, un bassin, un API,
un séparateur à plaques (ou à garnissage), un hydro cyclone, peut être suffisant en cas de
réinjection d'eau dans le gisement)
Ce simple traitement primaire est généralement suffisant pour les eaux de pluie et de
lavage ou bien elles sont envoyées pour séparation au "sump caisson" en mer.
Suivant les dispositions réglementaires, elles peuvent subir un traitement secondaire dans
des zones d'environnement sensible.
3.2. TRAITEMENT SECONDAIRE: RUPTURE DES ÉMULSIONS
Le traitement secondaire de déshuilage qui permet d'éliminer les émulsions et les matières
en suspension classiquement par flottation gazeuse au gaz dispersé.
D'autres procédés tels que la filtration coalescence ou l'hydro cyclonage peuvent être
utilisés.
3.2.1. Formation des émulsions
Les émulsions peuvent se former à tous les stades de la production :
En fond de puits, dans le réservoir ou au niveau de la complétion en particulier
sous l’effet des moyens d’activation tel que pompage, Gas-Lift. Ces formations

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formées à chaud et fortement agitées sont souvent très difficiles à traiter par la
suite.
En tête de puits au passage dans les duses (détente)
Dans les installations de surface : manifolds, séparateurs, échangeurs, pompes
de reprise, …
Les principaux paramètres qui conditionnent la formation d’émulsion sont :
La nature du brut. Certains bruts donnent plus facilement des émulsions que
d’autres; en particulier, les émulsions sont favorisées par les asphalténes et les
composés naphténiques
Les conditions de mélange. La finesse d’ une émulsion croît avec l’énergie mise
en jeu ( duses, pompes centrifuges, …)
Les tensioactifs naturels ou ajoutés. Plus la tension interfaciale eau/brut est faible,
moins l’énergie nécessaire pour fractionner les gouttelettes d’eau est importante.
La température. Plus la température est élevée, plus l’émulsion est fine ( faible ).
La température agit non seulement sur la viscosité mais également sur la tension
interfaciale eau/brut.
Où les émulsions se forment-elles ?
Au travers des duses de puits
Par turbulence ligne
multiphasique
En présence de certains produits chimiques
Au travers des perforations
dans le tu bing
Partout ou il y a assez
d’énergie transférée
vers le process
Figure 3: Localisation de formation des émulsions

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Floculation
Écrémage
Coalescence
Émulsion
EVOLUTION D’UNE EMULSION
Figure 4: Principes de rupture d'une émulsion
La dispersion d’un liquide (phase interne) dans une autre (phase continue) dite phase de
dispersion, donne des gouttelettes microscopiques (de 0,1 à 30 µ)
La séparation des phases est d’autant moins facile et l’émulsion est d’autant plus stable
que :
La taille des gouttelettes d’eau est faible
La viscosité élevée du brut
La tension interfaciale eau:/ brut est élevée (agents naturels stabilisants,
présence de particules venant se fixer aux interfaces tel que asphalténes,
paraffines cristallisées, résines, sédiments, ..)
La différence de masse volumique entre le brut et l’eau est faible (bruts lourds )
Les émulsions stables les plus fréquentes sont :
Les émulsions fabriquées à chaud, sous forte agitation (principalement en fond de
puits par l’activation).
Les émulsions de bruts paraffiniques fabriquées à chaud puis refroidies. Lors du
refroidissement, les paraffines qui cristallisent piégent l’eau.
Les émulsions de bruts lourds (asphalténiques) dont les éléments lourds
stabilisent les interfaces eau / brut.
Les “ mousses au chocolat “ qui désignent les émulsions extrêmement
visqueuses qui se forment lorsque la teneur en eau dépasse 50% et que
l’émulsion est fortement agitée ou stabilisée par des agents extérieurs
(dégorgement après acidification)

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NB: Finalement le seul moyen de prévention efficace contre les émulsions est
l’injection en amont du lieu oŭ elles se créent, d’un désémulsifiant adapté.
Celui-ci n’empêche pas la création d’émulsion mais la rend instable.
1 = eau
2 = huile
Émulsion huile / eau = émulsion inverse
1 = huile
2 = eau
Émulsion eau / huile = émulsion régulière
Théoriquement instable d’un point de vue thermodynamique une émulsion stable est
impossible à briser dans une période de temps défini sans un traitement chimique ou une
aide mécanique.
L’émulsion huile / eau formée peut-être très serrée à cause d’une basse salinité de l’eau,
basse gravité des condensats et une grosse baisse de pression dans le système.
De plus l’émulsion peut être stable à cause de la présence d’agents émulsifiants.
3.2.2. Recommandations pour prévenir la formation des émulsions amont
traitement
3.2.2.1. Sur les champs à gaz
Limiter les émulsifications
Le problème est plus aigu avec les gaz car les delta P dues aux vannes de détente sont
plus importantes (privilégier une pré décantation sous pression), les gazolines sont plus
légères, les quantités d’inhibiteur de corrosion sont très importantes (privilégier leur
suppression par adoption de matériaux « non corrodable » au niveau de la séparation) et
la présence d’alcool (tiers solvable des hydrocarbures) favorise la formation d’émulsions
fines et accroît la solubilité des hydrocarbures dans l’eau.
1
2
1
2

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3.2.2.2. Sur les champs à huile
Diminuer les émulsions mécaniques en limitant le nombre de
Pompes centrifuges multi étages en fond de puits
Pompes centrifuges en surface
Accidents de conduite
Vannes et duses émulsifiantes
Limiter les émulsions chimiques
Limiter le nombre de produits chimiques injectés en amont
Choisir les produits les moins émulsifiants compatibles avec les additifs de
déshuilage
3.2.3. Produits chimiques utilisés pour le déshuilage des eaux de production
Les produits chimiques utilisés doivent être solubles dans l’eau.
Il y a une grande quantité de produits qui peuvent être classés en 3 groupes:
Activateur d’émulsion inverse
Coagulant
Floculant
3.2.3.1. Inverseur d'émulsion
De très fines gouttelettes d’huile ne peuvent pas être séparées de la phase eau dans un
temps déterminé, donc pour déstabiliser l’émulsion on utilise un inverseur d’émulsion qui
agit:
En réagissant avec les gouttelettes d’huile
En leur facilitant la coagulation, la flocalisation et la séparation
En travaillant en harmonie avec le désémulsifiant

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Émulsion normale Émulsion inverse
Figure 5: Démonstration de l'inversion d'émulsion sur échantillon
Figure 6: Exemples d'émulsions
Dans la bouteille de droite l'eau apparaît bien séparée de l'huile.
Activateur d’émulsion inverse :
L’objectif de ce produit est d’aider la coalescence des gouttelettes d’huile en
réduisant les tensions interface en plus de neutraliser les sites cationiques.
Les simples gouttelettes d’huile dans l’eau transportent généralement une charge
négative or la plupart des produits sont cationiques.

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Les démulsifiants utilisés pour la séparation huile / eau sont très spécifiques. Leur
chaîne de polymère à un poids moléculaire bas (2000 à 5000) pour réduire au
minimum la floculation.
3.2.3.2. Coagulation
L'alimentation et le mélange rapide d'un ou plusieurs coagulants dans l'eau, aide à
débuter la formation de particules appelées floc.
C’est un procédé dans lequel les produits chimiques sont ajoutés à l'eau, causant une
réduction des forces qui stabilisent les particules dans l'eau.
Le potentiel répulsif de la double couche électrique est réduit par neutralisation de charge.
Coagulants:
Les coagulants sont des polymères organiques du même type que l’activateur
d’émulsion inverse sans propriété de tension superficielle ou des sels inorganiques
de métal et parfois un mélange des deux. Il y a un objectif de neutralisation des
charges négatives des solides des gouttelettes d’huile en raison de leur forte
cationicité
Les coagulants sont utilisés normalement en amont des floculants quand ils sont
utilisés tous les deux
3.2.3.3. Floculation
Le mélange d'eau et de produits chimiques aide à former un produit filtrant: le floc en
réunissant un grand nombre de petites particules dans un petit nombre de grandes
particules.
L’accumulation de particules coagulées en trois dimensions sans liaison chimique
structurées se déposera ou flottera.
Floculants :
Les floculants ont un haut poids moléculaire (>106
) et peuvent être d’un genre
anionique, cationique ou non ionique.
Ils peuvent être fournis solides (polyacrylate) ou en solution dans l’eau ou comme
émulsion dans un solvant organique.
Une dissolution dans de l’eau est souvent nécessaire.

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Ces produits bien que très efficaces donnent en général un floc huileux qui peut
être particulièrement difficile à réutiliser si beaucoup d'aliments solides sont
présents
Suivre ci-dessous les schémas explicatifs du principe de coagulation
NB: attention aux incompatibilités des produits chimiques !
Anionique + polymère cationique
Eau + émulsion polymère
Neutralisation de la Charge
Figure 7: Schéma explicatifs de la coagulation (1)

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Particule de polymère Particule déstabilisé
Particule déstabilisée Particule FLOC
Figure 8: Schéma explicatifs de la coagulation (2)
Coagulants :
Ce sont des sels de métaux ou des polyamines
Ils ont des ions positivement chargés (Poids moléculaire < 100 ) qui neutralisent
les charges négatives et promeuvent la coagulation
Ils déstabilisent les solides colloïdaux en produit prêt pour la floculation
Floculants :
Ils sont soit cationique, anionique, ou non ionique (Poids moléculaire > 1000 000)
Ils attirent et tiennent les particules
colloïdales à leurs sites polaires
Figure 9: Particules floc

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Figure 10: Évolution de l'action d'un Polyélectrolite sur un échantillon d'Eau Brute
A : Situation initiale après ajout d’un polyélectrolyte
B : Des particules solides se forment
C : Les particules agrandissent et s’imprègnent d’huile
D : Les particules se dirigent vers la surface du liquide
3.3. TRAITEMENT TERTIAIRE
Dans le cas de rejet dans un milieu naturel sensible ou de réinjection dans une formation
difficile ou bien de traitement des eaux chimiquement polluées, on peut être amené à
prévoir un traitement tertiaire par déshuilage plus poussé par filtration ou stripping, afin
d'éliminer des matières organiques telles que sulfures par stripping, ou les alcools par
traitement biologique.
3.3.1. Élimination des matières solides (M.E.S.)
Plusieurs procédés mécaniques, chimiques et biologiques sont appliqués:
Centrifugation et cyclonage
Flottation
Coalescence
Coagulation et floculation

Le Process
Les Eaux de Rejet
3.3.1.1. Centrifugation et cyclonage
Ce sont des séparations par forces centrifuges : procédé dynamique (c'est l'organe
mécanique qui tourne) pour la centrifugation.
Statique pour les hydro cyclones (on impulse au mélange H2O, HC et MES un mouvement
hélicoïdal).
Dans l'hydrocyclone la génération de forces centrifuges permet à la phase dense (eau de
gisement) de se déplacer vers la paroi du liner tandis que la phase plus légère (huile)
migre en filet central en raison de la force centripète.
La phase dense ( eau ) sort à l'extrémité du liner tandis que la phase légère sort en sens
opposé au travers d'un orifice ( diamètre 2 mm ). Ce contre courant est obtenu en
appliquant une DP entre la sortie eau et la sortie huile.
Figure 11: Centrifugeuse d'eau brute

Le Process
Les Eaux de Rejet
3.3.1.2. Flottation
Procédé qui consiste à disperser les micro bulles d'air ou de gaz dans le milieu liquide, de
façon à générer des turbulences qui font "coalescer" les particules d'huiles entre elles. Les
bulles de gaz peuvent s'accrocher aux gouttelettes HC pour en diminuer la densité
apparente.
Ces effets sont accrus par l'addition d'additifs de flottation, qui sont nécessaires pour
déstabiliser les émulsions chimiques.
Figure 12: Schéma de fonctionnement d'un flottateur classique
Description :
L'eau sortant d'un traitement secondaire est introduite dans le flottateur en n
.
Le gaz de flottation est injecté en p
Le mélange Eau Gaz forcé vers le bas passe de cuve en cuve, les particules
d’hydrocarbures sustentées par le gaz s'élèvent par la poussée d'Archimède et en se
coalesçant se retrouvent flottantes en surface ; dans la dernière cuve on obtient
l'accumulation de toutes les particules d’hydrocarbures flottantes, qui sont écrémées en s.
Le gaz de flottation est purgé en r par une soupape de respiration (Breather sur le
schéma)
L'eau " nettoyée " sort en o sous contrôle de niveau (LC) q.

Le Process
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3.3.1.3. Coalescence
Procédé qui consiste à faire fusionner des gouttes de petit diamètre pour en générer de
plus grosses, souvent par l'intermédiaire d'un matériau fibreux ou granulaire:
tensioactif + agitation
impact contre une surface oléophile
percolation au travers d’un lit granulaire oléophile
M
anom
ètre
Figure 13: Exemple de procédé par Coalescence

Le Process
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Figure 14: Coalescence sur lit de résines oléophiles
3.3.1.4. Coagulation et floculation
Les procédé déjà vus précédemment pour le traitement des émulsions
3.3.2. Élimination des polluants dissous
Il s'agit de produits solubilisés dans l'eau (hydrocarbures dissous) ou "solubilisables" après
transformation (sulfures transformés en H2S par acidification).

Le Process
Les Eaux de Rejet
Les techniques utilisables de traitement font souvent appel au "stripping" ou à d'autres
procédés d'extraction.
Pour les matières organiques à l'état de traces (produits chimiques de production), les
techniques d'adsorption sur charbon actif peuvent être utilisées (techniques très
coûteuses).
Pour les eaux glycolées des champs à gaz, l'élimination des glycols peut être réalisée par
voie biologique, les bactéries adaptées au milieu en aérobiose transforment le carbone
présent en produits de dégradation, dont le stade ultime est le gaz carbonique (CO2) et
l'eau (H2O).
3.3.2.1. Procédés par Extraction
Transfert de matière interphase:
Par Adsorption sur charbon actif
Par Stripping au gaz ou à la vapeur
Treated
Water
Figure 15: Schéma de principe du Stripping de l'eau à la Vapeur

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3.3.2.2. Principe du procédé Macro Porous Polymer Extraction
L’eau passe au travers un lit de polymère microporeux (les pores ont une taille entre 0,1 et
10 µ) dans un solvant volatil est piégé Les hydrocarbures sont extrait de l’eau par le
solvant. Quand le lit de polymère est saturé il est régénéré par de la vapeur. La séparation
entre les hydrocarbures et l’eau est faite.
Figure 16: Schéma de principe du Macro Porous Polymer Extraction process
Figure 17: Photo grossie de la structure interne du MPP

Le Process
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3.3.3. Traitements Biologiques
Pour les eaux glycolées des champs à gaz, l'élimination des glycols peut être réalisée par
voie biologique, les bactéries adaptées au milieu en aérobiose transforment le carbone
présent en produits de dégradation, dont le stade ultime est le gaz carbonique (CO2) et
l'eau (H2O).
Micro organismes + O2 → CO2 + H2O + Autres produits (matières organiques
biodégradable)
Figure 18: Principe du traitement biologique
Figure 19: Exemple d'installation pratique de traitement biologique

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3.3.4. Traitement d'autres catégories d'eaux
Le traitement des eaux de ballasts s'apparente aux eaux huileuses de production
(traitement primaire + traitement secondaire).
Les eaux usées d'origine domestique sont rejetées parfois sans traitement en offshore.
On shore, les eaux sont traitées ou envoyées dans les exutoires existants.
Certains effluents chimiquement pollués peuvent être conditionnés avant envoi dans un
centre de traitement spécialisé.
3.4. CLASSIFICATION ET COMPARAISON DES DIFFÉRENTS
TRAITEMENTS
Les performances des procédés de déshuilage sont surtout fonction de la granulométrie
moyenne des émulsions d'hydrocarbures dans l'eau. Les ordres de grandeur des pouvoirs
de coupure des différents procédés, sont mentionnés ci-dessous
Figure 20: Classification des traitements suivant Granulométrie
1 000 100 10 1
Centrifugeuse
Coalesceur - Filtre coalesceur
Hydro cyclone
Séparateur à plaques
Bâche/Bac décanteur
Domaine champs à huile
Domaine champs à gaz
300
150
60
30
15
10
2/3
0 microns
Flottateur
Séparateur API
Echelle de
Calibration de
Granulométrie

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Ce graphique montre que le traitement des émulsions de faible diamètre est très difficile,
voire industriellement non réalisable sur certains champs à gaz.
3.4.1. Dimensionnements des équipements de déshuilage
Procédé
Poids
tonne/1000 m³/j inst.
Encombrement
m²/1000 m³/j inst.
Bâche 25 5
Bassin API 50 à 200 15 à 20
Séparateur à plaques 3 à 7 2 à 4
Flottateur 5 à 6 3 à 5
Hydrocyclone 0,5 1,5
Stripping 1,5 1 à 3
Biologique (onshore) ND > 100
Figure 21: Tableau des dimensionnements des équipements de déshuilage
3.4.2. Performances des procédés de déshuilage
Les performances de déshuilage obtenues par les principaux équipements sont les
suivantes (ordre de grandeur) mais dépendent essentiellement des conditions d'entrée :
Figure 22: Les performances des procédés de déshuilage
Hydrocyclone (avec ou sans additif chimique)
Avec tambour oléophile
Sans tambour oléophile
Bâche - Bac séparateur avec additif chimique
Séparateur à
ou
1000 100
Hydrocyclone (avec ou sans additif chimique)
Avec tambour oléophile
Sans tambour oléophile
2 séparateurs API en série avec tambour oléophile
Bâche Bac séparateur avec additif chimique
Bâche- Bac- Séparateur primaire API
Séparateur à plaques
// ou internes
ppm HC
500

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3.4.3. Traitements secondaires et tertiaires
Figure 23: Les traitements secondaires et tertiaires
Figure 24: Schéma de principe (résumé) du traitement des Eaux de Rejet
à turbine
Filtration coalescence double étage (down flow + up flow)
(pour mémoire) Electro-floculation (faible débit onshore)
Hydrocyclone
Flottateur à turbine
Filtration coalescence double étage (down flow + up flow)
(pour mémoire) Electro-floculation (faible débit onshore)
Hydrocyclone
200 100
Déssaleur
Gaz
DRAIN
ouvert
Rejet
valeur 40mg/l
Eau process
Treatments
I+II+III
Drains
DRAIN
Fermé
FWKO
Séparateu
Traitement
decantation
Traitement
decantation

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4. TECHNOLOGIE DES ÉQUIPEMENTS UTILISÉS
4.1. LES FILTRES
Figure 25: Filtre à sable multi couches

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Séquences de lavage d'un filtre à sable
Arrêt filtration et isolement filtre (Finishing filtration and filter isolating)
Purge partielle du filtre (Partial down draining)
Détassage (circulation inverse air) (expansion by air reverse blowing)
Arrêt vidange et détassage (end of draining and expansion)
Rinçage eau bas en haut (top & bottom rinsing)
Fluidisation et injection bactéricide (Fluidification and bactericide injection)
Remplissage filtre (arrêt bactéricide) (stop bactericide injection)
Arrêt remplissage et tranquillisation (filling-up end & settling)
Maturation
Fin de lavage (end of flushing)
Figure 26: Illustration des différentes séquences d'un rétro lavage d'un filtre à sable

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4.2. LES HYDROCYCLONES
L’hydrocyclone est un séparateur liquide / liquide statique qui opère par la présence d'une
∆P. Il est constitué d’une calandre cylindrique qui comporte des tubes ‘’ Liners ‘’ dans
lesquels circule l’effluent. L’effluent est dirigé de manière tangentielle à l’entrée des liners
ce qui forme un mouvement hélicoïdal à l’intérieur le long de chaque liner.
L’effet ‘’ Vortex “ est amplifié par la forme conique du liner et augmente quand le diamètre
diminue.
Vortex
Entrée tangentielle
Coompartiment Huile Tube
Capacité
Figure 27: Vue semi-éclatée d'un Hydrocyclone
Spécifications des équipements : séparation de 90% de particules huiles à 10µ et 50% à
5µ. La performance consiste à bien régler la variable opératoire qu’est la ∆P.
Optimisation du traitement
Débit par liner :
Si le débit est trop bas, pas d’effet Vortex.
Si le débit est trop haut la ∆P entrée / sortie augmente, la pression sortie eau
déshuilée est trop faible pour repousser le débit central d’huile.

Le Process
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Figure 28: Schéma de principe de la dynamique de l'Hydrocyclone
Exemple de calcul du rapport K des ∆P Entrée Effluent / Sortie Huile et Entrée Effluent /
Sortie Eau traitée de deux hydrocyclones DS 301 & DS 302 du Girassol :
Effluent Sortie DS301 & DS302 :
DS301: P2 = 25 b
DS302: P2 = 5 b
∆P eau = (Pression entrée effluent - Pression sortie eau traitée) Ö ∆P eau = P1 - P2
∆P huile = (Pression entrée effluent - Pression sortie rejet huile) Ö ∆P huile = P1 - P3
Donnée constructeur:
K = ∆P huile / ∆P eau K = 2
Figure 29: Principe de l'effet Vortex
INLET
Light Phase
Heavy Phase Outlet
REDUCING
SECTION
TAPER
SECTION
TAIL
PIPE
ACCELERATING
HELICAL
FLOW PATH
Arrivée radiale
de l'effluent

Le Process
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Débit au travers d’un Liner :
q = 1,142 . (∆P huile ) ou q = 0,43 est en m³/h et ∆P huile en bars
EAU
TRAITEE
HUILE
P2
Entrée Effluent
P1
P3
Ф du liner
= 2mm
Figure 30: Schéma explicatif du calcul du coefficient K (rapport des ∆P)
Comme le montre ci-dessous le schéma de principe et le graphique qui lui est associé:
En agissant sur une vanne (PDCV) située sur l’effluent de rejet (eau huileuse) pour
maintenir un ratio des DP = constant, le taux de rejet sera aussi constant.
Il est possible d’automatiser le système en installant un régulateur de ratio.
La LDCV agit pour maintenir l'interface du séparateur, la PDCV suit en maintenant DP
huile / DP eau = cte et la LDCV maintient le débit dans l’étendue de mesure de
fonctionnement
Le ratio des ∆P est K = ∆P huile / ∆P eau
La relation entre le débit à travers un liner et la perte de charge côté rejet est la suivante :
Q = 1,142. (∆P huile. ) 0, 432
avec Q en m³/h et. ∆P huile en bars
Cette relation permet de corréler débit min. et débit max. aux pertes de charge
mesurées :
Débit mini préconisé par liner / exemple : ∆P eau = 1 bar pour K = 2 / ∆P huile = 2 bars
Débit théorique mini par liner : Q = 1,142. (∆P huile) 0,432 = 1, 54 m3 / h par liner

Le Process
Les Eaux de Rejet
Débit maxi préconisé par liner, sera fonction de la pression d'alimentation
Exemple pour DS301 : P = 25 bars
on aura environ P1 = 24,3 bars et Dpe = 11, 4 bars
pour K = 2, ∆P huile = 22,8 bars
Débit théorique maxi par liner : Q = 1,142. (∆P huile) 0,432 = 4,41 m³ / huile par
liner
Limite de performance : Q = 4,80 m³ / h par liner
Figure 31: Schéma de principe d'un Hydrocyclone
Figure 32: Graphique de fonctionnement d'un hydrocyclone

Le Process
Les Eaux de Rejet
Le débit dépend du Process:
Figure 33: Débit de l'hydrocyclone en fonction de la granulométrie
Le fonctionnement normal s’inscrit dans une étendue de mesure de débit (mini. à maxi.)
en dehors de laquelle l’hydrocyclone n’assure plus sa fonction.
Figure 34: Variation du débit en fonction de la ∆P

Le Process
Les Eaux de Rejet
Si le débit est trop bas, l’effet vortex est insuffisant pour séparer l'huile et l'eau.
Si le débit augmente, la DP entre l’entrée et la sortie augmente, la pression de sortie est
insuffisante pour repousser le débit central d’huile vers l’orifice de rejet. C’est le débit par
liner qui est important.
Ceci a l’avantage que les ∆P correspondantes aux débits mini. et maxi. sont
indépendantes du nombre de liners en service.
Figure 35: Relation entre la ∆P et le débit de l'hydrocyclone
Il a été prouvé que pour un taux de rejet constant, le ratio entre DP (entrée – rejet huileux)
et (entrée - sortie eau déshuilée) est constant, quel que soit le débit à l’entrée.

Le Process
Les Eaux de Rejet
Pour IG 401 et 402, le ratio des DP recommandé = 2
Les débits étant proportionnels aux ∆P (entrée ─ sorties), ces ∆P sont utilisées pour
mesurer les débits.
Ceci a l’avantage que les ∆P correspondantes aux débits mini. et maxi. sont
indépendantes du nombre de liners en service.
Il a été prouvé que pour un taux de rejet constant, le ratio entre ∆P (entrée ─ rejet huileux)
et (entrée ─ sortie eau déshuilée) est constant, quel que soit le débit à l’entrée.
Pour IG 401 et 402, le ratio recommandé des ∆P = 2
4.3. LES FLOTTATEURS
Le flottateur utilise l'action de bulles de gaz naturel pour éliminer les dernières traces
d'huile à la sortie du décanteur. On utilise un système à turbine en raison de la forte
salinité de l'eau de gisement de PALANCA, (par exemple), environ 170 g/l. Les bulles sont
formées par aspiration et dispersion de gaz de blanketting dans l'eau à épurer. L'huile
est récupérée en surface par l'action des bulles et du poly électrolyte et sont ainsi
revalorisables dans leur totalité.
4.3.1. Circulation des liquides
L'eau polluée est introduite par gravité dans le compartiment entrée. L'eau huileuse est
soumise à l'action des bulles et du poly électrolyte successivement dans les quatre
cellules; Les bulles de gaz cassent l'émulsion résiduelle et ramènent les hydrocarbures en
surface.
Ceux-ci sont évacués par les écrémeurs à palettes vers les couloirs latéraux d'où ils sont
dirigés vers la cuve de purge; capacité d'écrémage environ 5 m3/h. L'eau épurée passe
par le compartiment sortie, il n'y a pas de pertes de charge dans l'unité. Cette eau épurée,
de teneur en huile 40 ppm est acheminée vers le sump-caisson et le rejet en mer ( cas
de la plateforme de PALP2.)
4.3.2. Formation des bulles de gaz
Dans chacune des quatre cellules on trouve un système d'aspiration et de dispersion
constituée d'un rotor et d'un stator. En tournant, le rotor crée une dépression entraînant le
gaz ambiant dans l'eau polluée.
Le stator est étudié pour créer dans la phase mixte des contraintes de cisaillement créant
et dispersant de fines bulles.

Le Process
Les Eaux de Rejet
Environ 10 m³ de gaz sont utilisés pour 1 m³ d'eau traitée. Le gaz, une fois remonté à la
surface est réutilisé dans le système rotor / stator.
4.3.3. Action des bulles
Le procédé de flottation est un mélange intime entre les bulles de gaz et les
hydrocarbures. On distingue dans chaque cellule deux mouvements de fluides, celui du
gaz induit et celui de l'eau, ainsi que trois zones ayant chacune leur rôle. Le gaz est
introduit par le haut et chemine vers le bas, tandis que l'eau est mise en mouvement
depuis le fond de la cellule suivant le chemin inverse. Le mélange a lieu en zone 1 (voir
schéma ci-dessous : Figure ’Schéma de principe du flottateur’).
Les mouvements combinés des deux fluides permettent les objectifs suivants:
un contact physique intense entre la surface des bulles et celle des hydrocarbures
l'absence de zone morte.
la création d'une zone relativement calme (zone 2) située au-dessus de la zone,
zone de mélange, dans laquelle s'effectue la décantation (bulles-hydrocarbures)
sans danger de re-dissociation.
faire en sorte que la surface (zone 3) reste peu agitée pour permettre un bon
écrémage.
Pour permettre l'épuration complète de l'eau de rejet, on peut ajouter un additif à l'eau à
traiter.
Figure 36: Flottateur à quatre cellules

Le Process
Les Eaux de Rejet
On distingue facilement les quatre turbines (Fig ci dessus) pourvoyeuses de l'air de
flottation qui fait remonter les gouttes d'huile et autres particules solides.
Et à l'extrémité à gauche (sortie du flottateur) l'évent de rejet de l'air à l'atmosphère.
La grosse ligne qui sort de la quatrième cellule étant la sortie de l'eau traitée.
On peut apercevoir en haut à gauche de l'opérateur la LCV qui régule la sortie huile.
Figure 37: Principe de génération des bulles de flottation

Le Process
Les Eaux de Rejet
Figure 38: Schéma de principe du Flottateur
Zone 1
Zone 2
Zone 1
Zone 3

Le Process
Les Eaux de Rejet
4.4. LES BASSINS A.P.I
(Exclusivement à terre)
En général ils sont en tête de traitements dans les installations de production car ils
permettent une première récupération des Hydrocarbures, simplement par un temps de
rétention très long du à leurs dimensions importantes Auquel il est ajouté des
équipements améliorant la récupération des HC, tels que :
Les écrémeurs qui se présentent comme des gouttières dont on peut régler la
hauteur d'écrémage par rotation de façon à venir effleurer la mince couche d'huile
flottant sur l'eau
Figure 39: Schéma de principe des bassins A.P.I.
Figure 40: Détail de fonctionnement de l'écrémage du bassin A.P.I
Vent
Plates
Oily Water
Inlet
Treated Water
Oulet
Overflow
Gaz or Air
Inlet
Skimmer

Le Process
Les Eaux de Rejet
Les tambours oléophile
La surface du tambour est constituée d'une membrane qui racle accroche
l'huile qui adhère ainsi au tambour par sa viscosité s'écoule naturellement le
long du racleur vers la goulotte de récupération puis vers la cuve de purges
Figure 41: Schéma de principe de fonctionnement du tambour déshuileur
Surface huileuse
Tambour oléophile
Racleur d’Huile
RECUPERATION DE L’HUILE
Goulotte de récupération

Le Process
Les Eaux de Rejet
4.5. LES DÉGAZEURS
Ce sont des ballons qui permettent la séparation eau / huile par gravité, cette séparation
est favorisée par le dégazage de l’eau à la pression opératoire du dégazeur car il y a
libération du gaz dissous dans l’eau. (Suivre sur la figure ’PCF d’un dégazeur d’eau’ )
Les gouttelettes d’huile qui remontent en surface sont récupérées en continu par un
“ écrémeur “ situé dans la partie supérieure du ballon sur tout l’axe longitudinal. Le niveau
normal d’eau est maintenu en haut de l’écrémeur. La phase huileuse qui passe au travers
du garnissage déborde sur les côtés, récupérée par 2 gouttières qui se finissent dans un
sceau appelé “ Bucket “ d’huile.
Le niveau d’eau déshuilé est contrôlé par un LIC qui pilote en split range les LCV. La
mesure de la quantité d’eau rejetée est mesurée par un FI.
L’huile est soutirée du “ bucket “ par une régulation Tout Ou Rien faite par un LT. Le seuil
LSH démarre une pompe tandis que le seuil LSL arrête la pompe. Le volume du “ bucket “
d ‘huile est déterminé de manière à limiter le démarrage de la pompes A ou B environ 3
fois / heure (vitesse de remplissage estimée 25 m3/h, volume 4,3 m³)
Le dégazeur fonctionne sur une plage de pression comprise entre 1 bar et 1,7 bar avec un
blanketing au fuel gaz BP piloté par un PIC et une vanne déversoir PCV. L’admission du
fuel gaz se faisant au travers d’une PCV vanne autorégulatrice.
Le rejet mer de l’eau déshuilée au travers d’un tube vertical (─ 18m sous le niveau du
FPSO pour Girassol), est contrôlé en continu par un analyseur (AT) teneur en huile dans
le rejet.
4.6. ÉQUIPEMENTS DE RÉCEPTION
4.6.1. Cuve de purge
Elle est équipée d’une sécurité de niveau haut qui provoque un l’arrêt production des
équipements qui sont raccordés, et donc déclenche un Arrêt Général Production (ESD 1)
en cas de cuve de purge unique sur l’installation.
4.6.2. Bac à égouttures
Il est systématiquement installé sous les équipements pour lesquels :
Il y a des risques d’émission liquide en fonctionnement normal.
Il n’est pas possible de mettre en place un dispositif provisoire de récupération
d’égouttures pendant les opérations d’intervention.

Le Process
Les Eaux de Rejet
4.6.3. Équipement de récupération
Il est placé en point bas de l’installation.
Il est en liaison avec l’atmosphère.
Une particularité des installations en mer est le sump-caisson. Il peut faire office
d’équipement de récupération et il est conçu de façon à ne pas déborder.
Figure 42: PCF d'un dégazeur d'Eau (Girassol)

Le Process
Les Eaux de Rejet
4.6.4. Tube de rejet en mer.
L’eau déshuilée en sortie du ballon dégazeur (spéc. 40 ppm) est rejetée en mer par une
ligne 24.
Figure 43: Schéma de principe d'un Tube de Rejet en Mer (Sump-Caisson)
Pour améliorer l’écoulement, un système de mise en vortex est installé juste en tête de la
descente verticale, l’arrivée se fait de manière tangentielle.
HUILE
+
EAU
SUMP CAISSON
H
h
H : hauteur d’huile
h : différence de
hauteur due à la
différence de
densité huile / eau.
HUILE
GAZ
De
collecteur
Drain
Ouvert
Dégazage à
L'Atmosphère
Vers cuve
de purge
Tube spécial
de Rejet sous-
marin de l'eau

Le Process
Les Eaux de Rejet
Cet écoulement permet d’avoir une vitesse jusqu’à 2 m/s contre 0,6 m/s pour un
écoulement gravitaire qui aurait conduit à un tube de rejet de 34.
Une mise à l’atmosphère est assurée par un évent de 4 situé sur la tête vortex.
Le tube de rejet plonge sous la mer à un niveau de 16 m en dessous du fond du FPSO.
La profondeur à laquelle plonge le tube sous la mer est déterminée de manière à assurer
une bonne dispersion du flux et éviter une irisation à la surface (due aux hydrocarbures
résiduels).
Pour une bonne dispersion, l’accélération du jet est aussi obtenue par une succession de
réductions à la fin du tube de rejet.

Exploration
et
Production
Le
Process
Les
Eaux
de
Rejet
Support
de
Formation:
EXP-PR-PR190-FR
Dernière
Révision:
15/05/2007
Page
51
de
69
Figure
44:
Schéma
bloc
résumé
de
l'ensemble
du
traitement
des
Eaux
de
Rejet

Le Process
Les Eaux de Rejet
5. PARAMÈTRES ET CONDUITE DU TRAITEMENT DES EAUX
DE REJET
5.1. PARAMÈTRES DES HYDROCYCLONES
Il y a deux paramètres importants à contrôler pour avoir des performances optimum:
Le débit total.
Le taux de rejet (ratio de débit d’eau huileuse extraite sur le débit d’eau à
l’entrée).
5.1.1. Le débit
Le fonctionnement normal de l’hydrocyclone s’inscrit dans une plage de débit (mini./ max.)
en dehors de laquelle l’équipement n’assure plus sa fonction.
Si le débit est trop bas, l’effet vortex est insuffisant pour générer les forces centrifuges
nécessaires pour séparer l'huile et l'eau. L’efficacité de séparation chutera alors
rapidement. Si le débit augmente, la perte de charge entre l’entrée et la sortie augmente
elle aussi.
La pression de sortie sera alors insuffisante pour repousser le débit central d’huile vers
l’orifice de rejet de l’hydrocyclone.
L’efficacité de séparation chutera alors rapidement.
Il est à noter qu’en cas de bas débit, le temps de séjour dans le dégazeur est plus
important, ce qui peut améliorer la séparation dans le ballon et compenser la baisse de
performance de l’hydro cyclone.
Le débit est donc un paramètre important à contrôler. C’est le débit par liner qui importe.
Le débit à travers un hydro-cyclone est proportionnel à la perte de charge à travers l’hydro
cyclone. Ainsi, la perte de charge entrée - sortie peut être utilisée pour mesurer le débit
pour le système de contrôle. Ceci a l’avantage que la perte de charge correspondant aux
débits minimum et maximum est indépendante du nombre de liners en service.
Le schéma de contrôle standard utilise des capteurs de pression différentielle (PDT) pour
mesurer la Delta P entrée / sortie.
Des alarmes de débit haut et bas peuvent être connectées aux capteurs PDT mesurant
les pressions différentielles.

Le Process
Les Eaux de Rejet
5.1.2. Le taux de rejet
Pour s’assurer que le filet central d’huile est bien soutiré du liner, il y a une fraction
minimum du débit d’entrée qui doit être enlevée à travers le rejet.
Pour des situations normales, ce minimum est de 0, 5% pour le liner LQ ( Bas Débit ).
Tant que le taux de rejet est au-dessus du minimum, les performances ne sont pas
affectées par les fluctuations du ratio.
Si la concentration de l’huile à l’entrée est élevée (au-dessus de 1 %) alors le taux de rejet
doit être gardé au-dessus du double de la concentration (exprimé en terme de
pourcentage). Ainsi, pour une concentration d’entrée de 1 %, le taux de rejet doit être au
minimum de 2 %.
Il a été prouvé que pour un taux de rejet constant, le ratio entre les pertes de charge
entrée - rejet et entrée / sortie eau déshuilée est constant, quel que soit le débit à l’entrée.
Ainsi en modulant une vanne de contrôle située sur l’effluent de rejet (eau huileuse) pour
maintenir un ratio des Delta P constant, le taux de rejet sera aussi constant.
Il est possible d’automatiser le système en installant un contrôleur de ratio.
5.2. LES BASSINS A.P.I.
En général le report de données des bassins A.P.I. en salle de contrôle est minimal
(quand il y en a! Témoins de marche des différentes pompes d'injection des produits
chimiques, des agitateurs)
C'est sur site qu'il convient de vérifier les points suivants:
L'arrivée de l'eau brute à l'entrée du bassin, s'assurer que le collecteur n'est pas
obturé
Contrôler l'orientation et la position des écrémeurs de façon à ne pas envoyer
l'eau avec l'huile (s'il n'y a pas de pellicule d'huile en surface c'est probablement
que l'écrémeur est placé trop bas ou mal orienté! )
Contrôler la rotation lente régulière des tambours déshuileurs
Vérifier qu'il n'y ait pas de corps flottants (planches de bois chiffons etc…)
Contrôler si les passages de l'effluent d'un bassin à l'autre se font régulièrement

Le Process
Les Eaux de Rejet
Figure 45: Exemple de Régulation d’un Hydrocyclone (Girassol) IG 401– Interface DS301/
Pression Différentielle Eau / Huile IG401
LDV1
LDV2
IG
PDV1
PDV2 Vers
DS
303
PDV
PI
Cascade
PDI400
PDIC1-4000
LDIC3002
PI
LDI3002
CI / 50%
LDV-3002
LDV-3002
PI
PDI4000
CI / 4b
PDIC2- 4000
PDT4000

Auto
LDY30
02
Auto
NORMAL
PDY40
00 K
X
DS
301
CE = ( K x

Le Process
Les Eaux de Rejet
5.3. LES FILTRES
Sur site contrôler :
l'aspect de l'eau à la prise d'échantillon de chaque filtre si plusieurs en ligne
la ∆P du filtre
Pour les filtres à sable observer le déroulement des différentes séquences (voir les figures
du paragraphe 4.1.)
En particulier observer la couleur de l'eau de lavage à son retour du rétro lavage,
à sa purge à l'égout, elle ne doit pas être claire mais bien teintée par les particules
retirées des lits de sable, surtout en début de purge
À contrario inspecter la pureté de l'eau filtrée aux prises d'échantillons
échantillonner périodiquement pour analyses par le Labo
5.4. LES POMPES DES TRAITEMENTS CHIMIQUES
Vérifier le bon fonctionnement de la pompe (pas toujours évident à détecter pour les petits
débits: pulsations très faibles de l'aiguille du manomètre de refoulement)
Au changement de fût du produit à injecter bien vérifier sa conformité avec les indications
de la Fiche de Sécurité du produit, (Material Safety Data Sheet) une utilisation d'un
produit mal identifié peut conduire à un résultat opposé à celui recherché!
5.5. LES FLOTTATEURS
En salle de contrôle les témoins de marche des moteurs des turbines pompe extraction
d'huile.
Là encore les points essentiels sont à vérifier sur site:
Si le flottateur est du type à bulles de gaz vérifier la stabilité de la FCV d'injection
Si le flottateur est du type à bulles d'air vérifier le bon fonctionnement des turbines
génératrices de la flottation
L'écrémage de l'huile de cellule en cellule
La récupération d'huile dans le compartiment son contrôle de niveau
Démarrage / arrêt de la pompe en service d'évacuation d'huile ( deux )

Le Process
Les Eaux de Rejet
Échantillonner l'eau de sortie ( si le flottateur est le dernier équipement du
traitement d'eau ), de visu il suffit de faire couler un peu d'eau sur la paume de la
main, d'attendre son évaporation naturelle; Si sur la paume il est perçu une
sensation de Gras c'est que l'eau n'est pas à 25 / 40 ppm!
5.6. LES DÉGAZEURS
Essentiellement deux paramètres:
Le niveau LIC qui régule la quantité d'huile dans le compartiment
La régulation de pression du Dégazeur
Sur site prendre le temps d'observer la régulation Tout Ou Rien du compartiment huile:
Démarrage de la pompe d'extraction quand le niveau arrive au LSH
Arrêt de la pompe d'extraction quand le niveau arrive au LSL
Contrôler la stabilité de la pression du dégazeur, les deux PCV ne doivent pas pomper
sinon le procédé de récupération de l'huile le dégazage de l'eau seraient compromis
5.7. LES TUBES DE REJET EN MER (SUMP CAISSON)
En salle de contrôle vérifier le bon fonctionnement de l'extraction de l'huile vers la cuve
des purges par Démarrage (LSH), Arrêt (LSL) de la pompe d'extraction
Suivre le résultat des analyses de l'eau de rejet qui doit être inférieur à 40 mg / litre
Sur site étant donné l'emplacement de l'équipement l'accès n'est pas aisé et de ce fait peu
fréquenté, il est recommandé d'inspecter l'apparence de l'eau de mer dans la périphérie
du tube de rejet, si apparition de zone irisée caractéristique de présence de traces d'HC, il
faut revoir toute la chaîne de traitement de l'eau améliorer la qualité de l'eau rejetée.

Le Process
Les Eaux de Rejet
6. TROUBLE SHOOTING
6.1. BASSINS A.P.I.
Obturation des écoulements entre fosses par corps étrangers provenant de
l'environnement
Faire intervenir le service approprié (Service Sécurité: pompiers ou entreprise de
nettoyage)
Excédent d'eau dans les compartiments huile dû à mauvaise orientation des tubes
écrémeurs ou calage du tube trop bas
Changer l'orientation de la lèvre écrémeuse ou remonter le tube
Détérioration de membrane des tambours déshuileurs
Faire intervenir le service entretien pour changer la membrane endommagée
6.2. LES FILTRES
6.2.1. Filtres à éléments filtrants
(dPAH) ∆P en alarme, symptomatique du colmatage des éléments filtrants
Mettre en service l'autre filtre
Isoler le filtre en alarme faire changer son élément filtrant
NB: Ne jamais mettre les deux filtre A B en service en même temps, c'est la
meilleure façon pour aboutir au colmatage simultané des deux filtres
6.2.2. Filtres à sable
Eau de lavage trop claire à son retour du rétro lavage, probablement débit de rétro lavage
(Back Wash) insuffisant, ou détassage des lits insuffisants
Augmenter le débit de rétro lavage en démarrant en parallèle la deuxième pompe,
mais en augmentant progressivement le débit avec la vanne de refoulement
jusqu'à ce que l'eau devienne plus trouble (indice d'un bon Back Wash )
Faire inspecter le filtre d'aspiration de la première pompe

Le Process
Les Eaux de Rejet
Augmenter le débit d'air de détassage avec l'Air Service ( si possible; souvent il y a
montage d'un RO ( Orifice de Restriction ) sur le collecteur d'Air Service qui fixe le débit à
une valeur limite)
6.3. LES HYDROCYCLONES
Eau cyclonée trop chargée en HC, signe que les ∆P entrée effluent / sortie huile
entrée effluent / sortie Eau trop faibles
Faire nettoyer mécaniquement ou chimiquement les liners de l'Hydrocyclone
6.4. LES POMPES DES TRAITEMENTS CHIMIQUES
Moteur de la pompe en marche mais Débit d’injection nul, incident fréquent et bien connu
pour les petites moto-pompes volumétriques à simple ou double pistons, spécialement
pour les petits débits, cela provient souvent de la viscosité élevée du produit à injecter
Les produits à injecter devant être solubles dans l’eau, il suffit la plupart du temps
de les diluer un peu plus dans l’eau en n’oubliant pas de refaire le calcul du débit
en tenant compte du rapport de dissolution les deux facteurs conjugués:
diminution de la viscosité augmentation du débit résolvent le problème. Si le
résultat est toujours négatif, mettre en service l’autre pompe.
De toute façon il est recommandé de faire une mesure de débit en utilisant l’éprouvette
graduée montée en dérivation sur la ligne d’aspiration venant du bac.:
Remplir l’éprouvette en ouvrant son petit robinet de pied,
quand l’éprouvette est pleine:
fermer la vanne pied de bac repérer le niveau de départ déclencher le
chronomètre, compter une minute ou plus (Cinq si le débit est faible )
arrêter le chrono au temps voulu lire la quantité aspirée sur l’éprouvette
rouvrir la vanne d’aspiration du bac,
faire le calcul pour obtenir la valeur du débit horaire ou journalier

Le Process
Les Eaux de Rejet
6.5. LES DÉGAZEURS
Apparition d’huile dans le niveau à glace de la section eau du dégazeur; Probablement
mauvais réglage du LSH placé trop haut, ce qui cause le débordement de l’huile en
dehors de son compartiment ou bien non-démarrage de la pompe.
Passer la pompe en manuel, la démarrer et vider le compartiment, ensuite faire
intervenir le service Instrument sur le système LSH / LSL qui démarre arrête la
pompe.
Permuter de pompe si c’est un problème mécanique de la pompe ( filtre bouché )
Augmenter ensuite le point de consigne du LIC de la section eau jusqu’à ce que
le débordement de l’huile en surface de l’eau retourne dans le compartiment
huile, si un peu d’eau passe aussi dans le compartiment huile, ce n’est pas grave
puisqu'il y a retour vers la cuve de purges ou un séparateur BP
Instabilité de la pression du Dégazeur: mauvais fonctionnement du PIC, pression trop forte
ou trop faible
Vérifier la valeur du point de consigne, rétablir sa valeur, s'il y a pompage d’une
des deux vannes du Split Range passer la PCV fautive en manuel faire
intervenir le service I
6.6. TUBES DE REJET EN MER
Mauvaise séparation Huile / Eau se soldant par irisation en surface de l’eau de mer autour
du tube de rejet
Dû à la conception statique du tube avec orifices de débordement de l’huile Il n’y
a pas de possibilité de réglage instrumental. Dans ce cas injecter en amont de la
ligne d’entrée, un produit chimique favorisant la séparation Huile / Eau.
Dans le cas d’une conception avec compartiment huile régulé par LIC le service
Instrumentation peut régler le problème.

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