Traitement moussant (sables bitumineux d'Athabasca) - Froth treatment (Athabasca oil sands)
Le traitement de la mousse de bitume est un procédé utilisé dans les opérations de récupération du bitume des sables bitumineux de l' Athabasca (AOS) pour éliminer les matières inorganiques fines - eau et particules minérales - de la mousse de bitume , en diluant le bitume avec un solvant hydrocarboné léger - soit naphténique ou paraffinique - pour réduire les viscosité de la mousse et pour éliminer les contaminants qui n'ont pas été éliminés lors des phases précédentes de récupération par gravité à base d'eau. Le bitume avec une viscosité élevée ou avec trop de contaminants, ne convient pas au transport par canalisations ou au raffinage. Le traitement par mousse naphténique (NFT) original et conventionnel utilise un solvant naphta additionné de produits chimiques. Le traitement par mousse de solvant paraffinique (PSFT), qui a été utilisé pour la première fois dans le commerce dans les sables d'Albian au début des années 2000, donne un bitume plus propre avec des niveaux inférieurs de contaminants, tels que l'eau et les solides minéraux. Après les traitements par moussage, le bitume peut être valorisé davantage en utilisant «la chaleur pour produire du pétrole brut synthétique au moyen d'une unité de cokéfaction».
Arrière-plan
Le sable bitumineux est constitué d'une matrice de matière minérale solide - sable de quartz et argiles, eau et hydrocarbure , le bitume , qui est la forme la plus lourde de pétrole. Selon l' Institut des Nations Unies pour la formation et la recherche , la viscosité normale du bitume est supérieure à 10 mPa s et sa densité est supérieure à 1000 kg / m. Les sables bitumineux, avant traitement, comprennent de fines particules de limon et d' argile de 44 microns ou moins et de grosses particules de sable et de roche de plus de 44 microns. Chaque grain de sable de quartz, extrêmement abrasif et de forme angulaire, est "complètement enveloppé de bitume". Chaque grain de sable est entouré d'un mince film d'eau et de bitume recouvre la couche aqueuse et le grain de sable angulaire. Les grains de sable de quartz recouverts de bitume et d'eau se collent les uns aux autres. Lorsqu'ils ne sont pas traités, les sables bitumineux hautement abrasifs endommageraient les pipelines, les camions et tout l'équipement utilisé dans l'exploitation minière et les opérations. De plus, la viscosité du bitume change avec la chaleur et le froid. C'est comme la mélasse lorsqu'elle est chaude et gèle lorsqu'elle est froide. Le bitume en tant qu'hydrocarbure est considéré comme une ressource énergétique précieuse. Plus il y a de bitume dans un gisement de sables bitumineux, plus il est précieux. Si un gisement contient moins de 6% de bitume, il ne vaut pas la peine d'être extrait. Le gisement de sables bitumineux doit contenir au moins 18% de bitume pour être économiquement viable.
La production de bitume en 2004 comprenait six processus ou unités interdépendants et intégrés: exploitation minière, services publics, extraction, traitement des mousses, gestion de l'eau, bassins de résidus de sables bitumineux et valorisation, selon un article publié en 2004 dans le Canadian Journal of Chemical Engineering (CJCE) . Le traitement moussant fait partie d'un processus intégré.
En raison de sa viscosité élevée, le pétrole lourd est beaucoup plus difficile à produire et à transporter. La viscosité - la «résistance interne à l'écoulement du fluide», est une propriété physique du pétrole brut - et un paramètre important dans le développement et la conception des oléoducs ultimes de récupération du pétrole et d'écoulement efficace des fluides. La viscosité est l'une des propriétés pression-volume-température (PVT) qui est estimée au cours des différentes étapes de l'exploration, de la production, de la récupération et du transport du pétrole.
Dans le bitume, les asphaltènes , qui sont souvent définis comme la fraction qui ne peut pas être dissoute dans le n-heptane , ont un impact négatif sur les opérations des sables bitumineux - ils "confèrent une viscosité élevée aux pétroles bruts" et peuvent causer une "myriade de problèmes de production". Les asphaltènes sont des substances moléculaires présentes dans le pétrole brut avec les saturés - des hydrocarbures saturés tels que les alcanes , les hydrocarbures aromatiques et les résines , connus sous le nom de (SARA) .
La première étape du processus d'extraction, utilisée par les exploitants des sables bitumineux dans les opérations commerciales, est un procédé d'extraction à l'eau chaude Clark modifié (CHWE) qui a été mis au point par Karl Adolf Clark (1888–1966) dans les années 1920. Selon un article du Oil Sands Magazine de 2017 , après la séparation de la mousse de bitume à l'aide de la première étape du processus de récupération du bitume, la séparation par gravité à base d'eau, la solution contient en moyenne «60% de bitume, 30% d'eau et 10% de solides fins. " La cuve de séparation par gravité - la cellule de séparation primaire (PSC), la cuve de séparation primaire (PSV) ou la SepCell - récupère 90% du bitume. Au cours de ce processus, une mousse de bitume est produite. La mousse est hautement aérée - pleine de bulles d'air - et nécessite une désaération avant de pouvoir être pompée vers un réservoir de stockage de mousse.
La deuxième étape est le traitement moussant. La qualité de la mousse de bitume avant le traitement par moussage - un traitement de séparation par gravité à base de solvant - est «trop faible pour être traitée par une valorisation ou une raffinerie». La séparation par gravité à base d'eau ne peut à elle seule éliminer les contaminants restants, qui sont de 10 à 15% de solides et jusqu'à 40% d'eau.
Les traitements à la mousse utilisent un hydrocarbure léger pour abaisser la viscosité du bitume, libérant les fines particules et l'eau, ce qui donne un flux de bitume dilué plus propre.
Les contaminants minéraux inorganiques de l'ordre du micromètre dans la mousse de bitume, après la première étape de traitement, sont constitués de limon et d'argile fins et de «gouttelettes d'émulsion eau-dans-huile». Ces gouttelettes, formées lors du processus d'extraction du bitume à base d'eau, sont les plus difficiles à éliminer.
Ces gouttelettes d'eau émulsionnées sont en outre stabilisées par les microparticules de sable de quartz. Les émulsions eau-dans-huile sont «faciles à déstabiliser» lorsque les fines particules minérales sont éliminées. Au cours d'un processus d'élimination efficace du traitement de la mousse, les particules minérales fines - micro dimensionnées - forment des agrégats plus gros qui facilitent la déstabilisation des gouttelettes d'eau émulsionnées.
Lors du traitement de mousse intégré, un hydrocarbure léger - soit un solvant naphténique ou paraffinique - est ajouté à la mousse pour réduire la viscosité du bitume et éliminer les fines particules inorganiques avec une "séparation par gravité" plus efficace.
En 2013, l' American Chemical Society (ACS) a décrit le traitement de la mousse de bitume comme une "étape de processus intégrée dans les opérations de récupération du bitume des sables bitumineux d'Athabasca. Son objectif est de séparer les solides minéraux et l'eau de la mousse de bitume. La mousse de bitume est diluée avec du naphténique ou solvants paraffiniques pour abaisser sa viscosité pour faciliter la séparation. Le traitement de la mousse de bitume consiste à «éliminer les substances inorganiques (particules minérales et gouttelettes d'eau) d'une solution de solvant organique de bitume».
Le rapport solvant / bitume (S / B) modifie la dynamique des émulsions de bitume dilué à l'eau dans le dilbit .
En 2006, il y avait deux procédés de traitement par mousse commercialisés dans la province de l'Alberta. A cette époque, on les appelait le «procédé Syncrude», qui impliquait «une dilution avec un solvant aromatique suivie d'une centrifugation» et le «procédé Albian», qui impliquait «une dilution avec un solvant paraffinique suivie d'une décantation par gravité».
Après le processus de moussage, le bitume peut nécessiter davantage de valorisation avant de pouvoir être transporté dans les pipelines. Les processeurs qui utilisent la nouvelle technologie de traitement par mousse de solvant paraffinique (PSFT), qui est en usage commercial depuis 2002, ne nécessitent plus cette étape de mise à niveau, ce qui représente une réduction significative du coût de traitement. Le traitement à la mousse naphténique (NFT) original - et plus conventionnel - nécessite un ongrader.
Afin de produire un pétrole brut synthétique commercialisable à partir du bitume des sables bitumineux, le pétrole lourd ne peut être traité que dans des raffineries spéciales qui comprennent une usine de valorisation de pétrole lourd complexe avec une unité de cokéfaction . Au Canada, le Regina, Saskatchewan - Co-op Refinery Complex - anciennement Consumers Co-operative Refinery Limited (CCRL) - a une section de valorisation de pétrole lourd de l'usine avec l' unité Coker nécessaire capable de traiter le produit des sables bitumineux, comme Le pétrole lourd de Lloydminster, qui fait partie du Western Canadian Select (WCS).
Traitement de mousse naphténique (NFT)
Le traitement de mousse original et conventionnel utilise un solvant naphta avec l'ajout de produits chimiques pour déstabiliser l'émulsion. Pendant trente ans, des années 1970 au début des années 2000, la seule technologie disponible dans l'industrie des sables bitumineux pour la récupération du bitume a été le traitement à la mousse naphténique (NFT).
Dans un article publié en 2002 dans la revue Chemosphere , qui a été cité plus de 100 fois, les auteurs ont déclaré que les acides naphténiques sont présents dans l' eau du bassin de résidus (TPW) des sables bitumineux de l'Athabasca (AOL ) à une concentration estimée à 81 mg / l. ., qui est un niveau trop bas pour que le TPW soit considéré comme une source viable de récupération commerciale. Ils ont étudié une procédure de laboratoire à base de solvants mise au point pour «extraire efficacement les acides naphténiques des volumes en vrac d'eau des bassins de résidus des sables bitumineux d'Athabasca». Les mêmes auteurs avaient publié l'article de 2001 souvent cité dans la Society of Toxicology 's Toxicological Sciences , dans lequel ils déclaraient que «les acides naphténiques sont les contaminants environnementaux les plus importants résultant de l'extraction pétrolière des gisements de sables bitumineux». Ils ont constaté que «dans les pires conditions d'exposition, une toxicité aiguë est peu probable chez les mammifères sauvages exposés aux acides naphténiques» dans l'eau du bassin de résidus [des sables bitumineux d'Athabasca] (AOS), «mais une exposition répétée peut avoir des effets néfastes sur la santé».
Traitement de mousse paraffinique (PFT)
En 1990, le traitement par mousse de solvant paraffinique (PSFT) a été mis au point grâce aux recherches menées par CanmetÉNERGIE. Syncrude a breveté le procédé en 1994 et «a mis les droits d'utilisation à la disposition de tous les membres d'un consortium de traitement des sables bitumineux Froth Treatment, ce qui a permis la mise en œuvre du procédé dans d'autres exploitations de sables bitumineux».
Le PFT réduit la "viscosité du bitume, permettant l'élimination de l'eau et des solides par séparation par gravité". Il précipite également les asphaltènes , qui se lient à l'eau et aux solides "résultant en un bitume plus propre qui est" pratiquement exempt d'impuretés ". Cela crée un bitume plus propre avec des niveaux inférieurs de contaminants aqueux et minéraux.
En 2011, SNC Lavalin a conclu un contrat de 650 millions de dollars canadiens pour la construction d'une usine PSFT dans la région des sables bitumineux de l' Athabaska en 2012, le premier dans l'industrie canadienne des sables bitumineux.
La première commercialisation du traitement à la mousse paraffinique (PFT) a été entreprise par le projet Athabasca Oil Sands (AOSP), dans la municipalité régionale de Wood Buffalo, au début des années 2000. AOSP, également connu sous le nom d' Albian Sands - est une coentreprise entre Canadian Natural Resources (CNRL) (70%), Chevron Canada (20%) et Shell Canada (10%). l'usine de valorisation de Scotford. CNRL a acheté les actions de Shell en 2017.
La technologie PSFT est également utilisée à Kearl Oil Sands de l' Impériale et à l' exploitation minière à ciel ouvert des sables bitumineux Fort Hills de Teck Resources . Teck prévoit de l'utiliser dans le cadre de son projet d'exploitation minière massive de sables bitumineux à ciel ouvert Frontier. La technologie PSFT, qui élimine l'utilisation d'une valorisation, a "une intensité de GES inférieure à environ la moitié du pétrole actuellement raffiné aux États-Unis", selon Teck.
En 2011, les coûts prévus de la «méga-mine» de Kearl de l'Impériale étaient passés à «10,9 milliards de dollars canadiens par rapport aux estimations initiales de 8 milliards de dollars canadiens». Imperial a réduit ses coûts en utilisant la technique du moussage «au lieu de construire une usine de valorisation pour traiter le bitume brut».
Il existe un certain nombre de projets de recherche sur l'amélioration et l'évaluation des innovations dans le traitement des mousses.
Règlements
L' Alberta Energy Regulator (AER), financé par l'industrie et mandaté par le gouvernement provincial, réglemente l'extraction du bitume dans la province. La Directive 082 de l' ARE : Critères d'exploitation - Exigences de récupération des ressources pour les mines de sables bitumineux et les usines de traitement fixe les taux de récupération minimaux pour toutes les activités d'exploitation des sables bitumineux dans la province. Les gisements de sables bitumineux ont des teneurs de minerai variables, certains ayant une teneur en bitume plus élevée que d'autres.