Optimisation de la récupération des vapeurs des réservoirs de stockage

1 février 2022 | Par Yik Fu Lim, Dominic CY Foo et Mike Boon Lee Ooi

Les hydrocarbures légers contenus dans les réservoirs de stockage peuvent se vaporiser et s'échapper dans l'atmosphère, créant des émissions nocives. Une unité optimisée de récupération des vapeurs peut réduire efficacement et économiquement ces émissions

Dans les industries de la chimie, du raffinage du pétrole et du gaz naturel, les cuves de stockage sont utilisées pour contenir divers liquides, tels que les condensats, le pétrole brut et l’eau produite. Les condensats et le pétrole brut sont généralement conservés dans des réservoirs à pression atmosphérique à toit fixe entre les puits de production et les pipelines ou le transport par camion. Dans les champs offshore, les navires de stockage contiennent généralement du pétrole brut et des condensats produits à partir de puits connectés ou de plates-formes voisines [1].

Dans la plupart des cas, les hydrocarbures légers, tels que le méthane, les composés organiques volatils (COV), les liquides de gaz naturel (LGN) et les polluants atmosphériques dangereux (PAD), présents dans le pétrole brut ont tendance à se vaporiser et à s'accumuler dans l'espace entre le toit fixe et le liquide. niveau du réservoir [2]. Les changements de température ambiante provoquent une fluctuation du niveau de liquide dans le réservoir, entraînant une fuite de vapeurs dans l'atmosphère. Ces vapeurs qui s'échappent entraînent des pertes de revenus en raison de la réduction du volume d'hydrocarbures et des changements dans la mesure de la gravité du pétrole par l'American Petroleum Institute (API). Outre les risques potentiels d'incendie, ils contribuent également à la pollution de l'environnement, car le méthane (C1) et le dioxyde de carbone (CO 2) sont des gaz à effet de serre qui contribuent au réchauffement climatique [3].

Les gaz flash peuvent être torchés ou évacués directement dans l’atmosphère – cette dernière entraînant un impact sur les émissions environnementales [4]. Par conséquent, une option communément acceptée pour réduire simultanément les émissions d’hydrocarbures légers et réaliser d’importantes économies consiste à installer des unités de récupération des vapeurs (VRU) sur les navires de stockage. Les VRU sont des systèmes relativement simples qui peuvent capter environ 95 % des vapeurs d'hydrocarbures légers pour les vendre ou pour les utiliser sur site, par exemple comme carburant. Réf. 2 a rapporté la génération d'économies grâce à la récupération des hydrocarbures légers, tout en réduisant le volume des PAD et les émissions de méthane.

Pour cet article, la simulation et l'optimisation ont été réalisées sur un VRU pour la récupération d'hydrocarbures légers. Les paramètres de processus qui affectent la rentabilité ont été identifiés et optimisés afin d'obtenir une rentabilité plus élevée pour le VRU.

Un modèle de simulation de cas de base (Figure 1) a été développé à l'aide du logiciel commercial de simulation de processus Aspen Hysys v8.8, à l'aide d'un progiciel thermodynamique employant l'équation d'état de Peng-Robinson, fréquemment utilisée pour évaluer les systèmes de gaz naturel dans l'industrie. La composition du flux d'alimentation est tirée d'une étude de cas de la littérature rapportée pour une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) [5], comme le montre le tableau 1.

Comme le montre la figure 1, la charge d'hydrocarbures légers (flux 1) qui est évacuée ou torchée depuis un récipient de stockage est introduite dans des conditions atmosphériques (1 atm et 40 ºC) vers un compresseur à anneau liquide. L'alimentation est comprimée à une pression qui correspond à la température maximale (150ºC) à la sortie du compresseur (afin d'éviter d'endommager le compresseur). Les gaz comprimés passent ensuite par un refroidisseur d'air (avec une chute de pression de 0,3 barg), où l'air ambiant à 35 ºC est utilisé pour le refroidissement. Ensuite, un épurateur par aspiration (un séparateur triphasé) est utilisé pour séparer la phase gazeuse (flux 4) et la couche aqueuse (flux 6) du produit (flux 5), qui est la phase organique.

La phase organique séparée dans le flux de produits est livrée dans un récipient tampon pour la vente ou pour un traitement ultérieur. La phase aqueuse du flux 6, qui est principalement constituée d'eau, est mélangée au gaz détendu (flux 13) avec une petite quantité d'hydrocarbure avant d'entrer dans l'échangeur de chaleur (HE) comme fluide de refroidissement. À la sortie de l'HE, ce flux est ensuite torché ou ventilé.

FIGURE 1. Le modèle de simulation pour cet exercice d'optimisation a été développé à l'aide du logiciel Aspen HYSYS