Gaz acides Une expertise historique (pdf - 11,42 Mo) - Total.com

. COLLECTION savOIr-faIrE
ExPLOrATiOn & PrOducTiOn
gaz aCIdEs
UNE EXPERTISE
HISTORIQUE

. sOmmaIrE
gaz aCIdEs
UNe eXPeRTise
HisTORiQUe
s s s
Page 3 avaNT-PrOPOs
Page 4 CONTExTE
40 % des réserves mondiales de gaz naturel
restant à exploiter sont acides.
Page 6 ENjEUx
depuis la découverte du champ gazier
de lacq, Total améliore sans cesse son
procédé de valorisation des gaz très acides.
Page 8 ExPErTIsE
après la mdEa, Sprex ® ouvre une nouvelle voie
de valorisation des réserves de gaz hyper-acides.
P. 10 Première mondiale à Lacq
P. 14 L’innovation en continu
P. 18 Une gestion durable des produits associés
P. 20 Produire en toute sécurité
Page 22 grOUPE
Total dans le monde en 2006.
moyen-Orient.

. avaNT-PrOPOs
PrOLONgEr La dUréE
dE vIE dES RESSOURcES
d’HYdROcaRbURES
L’Exploration & Production de Total
repousse continuellement les frontières
de la production pétrolière et gazière.
C’est dans l’intégration complète
de tous ses métiers que le Groupe
puise la force d’innovation qui lui vaut
d’être pionnier dans les domaines
stratégiques d’avenir.
Huiles extra-lourdes, offshore ultraprofond,
gaz acides, hydrocarbures très
profondément enfouis à haute pression
et haute température, parfois dans
des tight sands complexes à produire,
l’Exploration & Production de Total est
présente sur tous les grands challenges
technologiques. En parallèle, elle crée
les outils et les méthodes qui lui
permettent d’accéder aux réserves
« L’innovation est le levier
majeur de la croissance
durable de nos productions. »
ultimes des champs conventionnels.
S’appuyant sur les synergies avec
les autres branches du Groupe dans
les domaines du gaz et de l’électricité,
du raffinage et du marketing ou encore
de la pétrochimie, ses solutions
technologiques s’intègrent dans toute
la chaîne de valeur, de la production
aux produits finis ou aux marchés.

04
gaz acides
s
1. doha, Qatar.
Qu’est-ce
qu’un gaz acide ?
Un gaz acide contient,
outre du méthane et quelques
hydrocarbures à chaîne longue,
du H2S et/ou du CO2. On y
trouve également des composés
organiques sulfurés de formule
générale R–S–H, les mercaptans.
H2S, CO2 et mercaptans
corrodent les conduites et
les pompes, obligeant à utiliser
une métallurgie adaptée ;
ils doivent être retirés du gaz
avant sa commercialisation.
//. CONTExTE
dEs mILLIards
dE mèTRES cUbES
à valORISER
s s s
Près de 40 % des réserves de gaz inexploitées
contiennent du dioxyde de carbone et du sulfure
d’hydrogène. Leur valorisation est un challenge
pour les compagnies pétrolières.
avec une croissance annuelle de près de 3 % en moyenne
depuis trente ans, le gaz est l’énergie fossile dont la demande
augmente le plus fortement. satisfaisant 16 % des besoins
énergétiques en 1971, il y contribuait pour 21 % en 2004. selon
l’agence internationale de l’énergie, cette part devrait continuer
à progresser pour atteindre 23 % en 2030. en valeur absolue,
la consommation devrait ainsi avoir considérablement augmenté
entre 2004 et 2030, passant de 2 800 à 4 700 gm 3 .
cette progression, le gaz naturel, “énergie propre”, la doit avant
tout à ses qualités environnementales. sa combustion ne produit pas
de résidus lourds, tels que suie et goudrons, et présente la plus faible
production de dioxyde de carbone (cO2) de tous les combustibles
fossiles. de plus en plus utilisé dans la production d’électricité,
le gaz naturel a comme atout supplémentaire d’être très bien adapté
aux besoins des centrales, à cogénération comme à cycle combiné,
où il permet d’atteindre des rendements très élevés.
si les réserves mondiales prouvées de gaz naturel sont abondantes,
de l’ordre de 180 Tm 3 , près de 40 % des gisements non exploités
contiennent du cO2 et du sulfure d’hydrogène (H2s) à des concentrations
rendant difficile leur exploitation. ces gisements se répartissent entre
l’europe, l’afrique, l’amérique du Nord et du sud et l’extrême Orient,
mais ce sont surtout le Moyen-Orient et les pays de l’asie centrale
qui en recèlent les volumes les plus importants. Total, pionnier mondial
de la valorisation des gaz acides avec le gisement de Lacq, n’a eu de cesse
d’aiguiser son expertise dans le domaine et d’innover pour développer
des techniques ouvrant l’accès à la production économique de ces
gisements non conventionnels, tout en répondant à des spécifications
environnementales et commerciales de plus en plus sévères. nnn

06
gaz acides
s
À la lumière
de Lacq
Total a de longues années
d’expérience dans la production
de gaz à partir de gaz acides,
expérience acquise notamment
à Lacq (France) et à Ram River
(Alberta, Canada).
Les procédés développés
par Total – la séparation
des gaz acides par des amines
notamment – figurent
toujours parmi les solutions
les plus performantes.
//. ENjEUx
UN savOIr-faIrE
éPROUvé
s s s
confronté à nombre de défis sur le champ gazier
de Lacq, Total y a inventé de multiples techniques
de valorisation des gaz acides, aujourd’hui exploitées
partout dans le monde.
c’est avec l’exploitation de l’immense champ gazier de Lacq que
Total a relevé, dès les années 1950 et pour la première fois au monde,
le défi de la valorisation d’un gaz très acide (16 % de H2s et 10 % de cO2)
dans des conditions de pression et de température élevées. confronté
à des fluides corrosifs, à des dépôts de soufre, le groupe a mis au point
les techniques et matériaux permettant de traiter en toute sécurité ce
gaz agressif, développant un savoir-faire en constante évolution qu’il a
su exporter, mettant en œuvre ses solutions sur plus de 60 gisements
de gaz acides dans le monde. Parmi ceux-là, les champs d’elgin /
Franklin (Royaume-Uni), de south Pars et dorood (iran),
de Bongkot (Thaïlande), de Kharyaga (Russie), de sleipner (Norvège)
ou les champs fortement acides d’abou dhabi. aujourd’hui, Total repousse
une nouvelle fois les limites avec la production économique des champs
très acides (plus de 20 % de cO2 ou de H2s) et le traitement du gaz jusqu’à
des spécifications de plus en plus sévères. La part du gaz dans les
productions d’hydrocarbures du groupe devrait atteindre 35 % vers 2010.
si la viabilité économique des technologies se révèle cruciale pour
l’avenir de la valorisation des gaz très acides, leur innocuité pour les
hommes et l’environnement est une dimension tout aussi stratégique.
cet engagement majeur du groupe pour la réduction maximale de l’impact
de ses activités sur l’environnement est soutenu par d’importantes
activités de recherche. en ligne de mire : l’amélioration de l’efficacité
énergétique de ses procédés d’adoucissement, mais aussi de véritables
ruptures technologiques, comme avec le procédé sprex ® . actuellement
en phase préindustrielle, celui-ci permet de traiter le gaz à moindre coût,
aussi bien en termes énergétiques qu’économiques. acteur intégré,
Total est aussi engagé dans la gestion des produits associés, comme les
effluents soufrés, avec ses solutions de commercialisation. À plus long
terme, ses programmes de recherche explorent également les solutions
de réinjection et de stockage des fractions acides de ces gaz. nnn

Présence de Total dans le domaine des gaz acides
1 2 3
07
1. Plate-forme de Bongkot sud, Thaïlande.
2. champ d’elgin/Franklin, Royaume-Uni.
3. champ de Kharyaga, Russie.

. ExPErTIsE
PIONNIEr
dES gaz acIdES
s s s
En 1951, Total découvre le gisement gazier de Lacq,
à forte teneur en H2s et CO2. Pour traiter ce type
de gaz, tout est alors à inventer. moins de sept ans plus
tard, l’exploit est au rendez-vous. Capable de traiter les
propriétés agressives de l’effluent, Total peut délivrer
un gaz commercial de grande qualité. Cette dynamique
de l’innovation, entretenue depuis plus de soixante ans,
a permis au groupe de maintenir son leadership
technologique avec la conception de solutions toujours
plus économiques et respectueuses de l’environnement.

10
gaz acides
s
Le gaz de Lacq
en chiffres
Réservoir
Profondeur : 3 500 m
en moyenne
Pression : environ
650 bar à la découverte,
24 bar aujourd’hui
Température au fond :
140 °C
Composition du gaz
Hydrocarbures : 74,2 %
Méthane : 69 %
Éthane : 3 %
Propane : 0,9 %
Butane : 0,5 %
Pentane : 0,2 %
Hexane et autres : 0,6 %
Gaz acides : 24,8 %
Hydrogène sulfuré : 15,3 %
Mercaptans : 0,2 %
Gaz carbonique : 9,3 %
Eau : 1 %
//. ExPErTIsE
PrEmIèrE
mONdIalE
à lacQ
s s s
confronté à un gaz acide à haute pression et haute
température, Total a développé en quelques années
les techniques qui permettent de valoriser ce type
de gisement en s’appuyant notamment sur la chimie
des amines. des solutions exportées aujourd’hui
dans le monde entier.
c’est en 1951 que le groupe se trouve, pour la première fois, en présence
de gaz acides. en forant le puits Lacq 3, initialement destiné à la recherche
d’hydrocarbures liquides, Total met au jour un réservoir majeur.
Mais c’est à 3 450 m que les hydrocarbures sont trouvés en grandes
quantités, sous forme gazeuse. du gaz comprimé à un point
tel qu’il fait éruption le 19 décembre 1951 : le gisement Lacq profond
vient d’être découvert.
Mm 3 /j de gaz brut
Premier gaz
Plateau de production atteint.
baisses de capacité surtout dues
aux contrôles réglementaires
Réservoir
650 bar
Un taux de récupération record
Depuis les débuts de l’exploitation
du gaz de Lacq, en 1957, 246 Gm 3
ont été extraits. La pression
interne du réservoir est passée
de 650 à 24 bar. De nombreuses
campagnes de sismique ont permis
de reconstituer le réservoir en trois
dimensions, ce qui a ouvert la voie
à une compréhension plus fine
arrêt de trois unités
de récupération de soufre
déclin avéré
du potentiel
de production
des puits
Réservoir
24 bar
de la géométrie du gisement et
à un placement optimal des puits
de production.
Résultat : un taux de récupération
prouvé de 94 %. Grâce à Lacq,
Total dispose, de plus, de
l’expérience de la production
d’un réservoir mature fortement
déplété.
Gm 3 de production cumulée de gaz

1
2
Schéma global de valorisation du gaz à Lacq
gaz brut
Pétrole brut
de Lacq
désulfuration
gaz
adouci
dégazolinage
Unité de récupération
du soufre
stabilisation
Thiochimie
éthane
vapocraqueur
650 bar dE PrEssION
en 1951, le gaz qui jaillit à une pression comprise entre 530 et 670 bar
et à 140 °c doit, dans un premier temps, être torché. Les opérations
de colmatage du puits et d’extraction des tiges de forage dureront
deux mois. À la remontée des tiges, les ingénieurs observent
un phénomène rare : le gaz a modifié la composition moléculaire
de l’acier et provoqué la rupture de toutes les pièces forgées à chaud.
COrrOsION fIssUraNTE
L’explication tient à la composition du gaz. il contient 10 % de dioxyde
de carbone (cO2) et, avec ses 16 % de sulfure d’hydrogène (H2s), provoque
une “corrosion fissurante”. Une découverte que les experts qualifient
de catastrophique, personne à l’époque ne sachant exploiter les gaz
acides présentant de très fortes teneurs en soufre. ce n’est pourtant
pas ce qui arrêtera Total, bien décidé à valoriser ce gisement qui promet
d’être de première importance (plus de 240 gm 3 ).
deux puits sont forés, à 1 500 m au nord et au sud, pour estimer la taille
du réservoir. ils rencontrent tous deux du gaz en 1953. Un important
effort de R & d est alors engagé, afin de mettre au point les matériaux
et les filières nécessaires à la valorisation. en 1955, au terme
de deux ans de travaux, les aciéries de Pompey (France) réussissent
à mettre au point un acier résistant au H2s. en parallèle,
pp
Soufre
Produits
soufrés
gaz commercial
gPl
(butane, propane)
éthylène
Hydrocarbures légers
condensats
Produits pétroliers
11
1. Vue aérienne du site de Lacq, France.
2. Total a développé un système
de contrôle capable d’ajuster en temps
réel l’activité des réactifs pour garantir
la composition du gaz traité.

12
gaz acides
s
Ram River,
35 % de H2S
Dès 1961, capitalisant
l’expérience accumulée à Lacq,
Total exporte son savoir-faire sur
le champ canadien de Pincher
Creek. En 1972, le Groupe relève
un nouveau défi en exploitant
le gisement de Ram River
(Canada), dont le gaz contient...
35 % de H2S ! En traitant
ce gaz avec une technologie
aux amines, Total réalise
une performance mondiale,
montrant que ses solutions
sont adaptées à la valorisation
des ressources hyper-acides.
//. ExPErTIsE
pp
les recherches aboutissent au choix et à l’optimisation
des procédés aux amines (voir p. 14), clé chimique de l’adoucissement
complet du gaz. Total travaille également sur la récupération du soufre,
mettant au point les procédés de type claus qui permettent de produire
du soufre liquide tout en récupérant de l’énergie. Le chantier de l’usine
de traitement du gaz est mis en route à la fin de l’année 1955, tandis
que la prospection du gisement continue. au total, 34 puits seront forés,
dont 32 se révéleront productifs.
UN géaNT gazIEr
La première tranche d’exploitation du gaz entre en service en avril 1957
avec une capacité de traitement et de production de un million
de mètres cubes par jour. cette tranche opère la désulfuration, le
dégazolinage, la récupération du soufre contenu dans le H2s et
le raffinage des sous-produits. elle produit aussi bien du gaz purifié
que des hydrocarbures utilisables dans l’industrie chimique (éthane,
propane, butane) ou du soufre. Trois autres tranches sont mises
en service successivement, en juillet 1958, mai 1959 et 1960, portant
la capacité de traitement à plus de 20 millions de mètres cubes de gaz
par jour. Le tout dans le plus grand respect de la sécurité industrielle.
c’est un complexe d’une importance internationale que les efforts
de Total ont permis de réaliser. L’extraction de soufre à Lacq représente
alors la totalité de la production nationale et 8,5 % de la production
mondiale. en 1960, le gisement produit 90 % du gaz consommé
en France. autour, les industries se multiplient : centrale thermique,
usine d’aluminium, ainsi que des usines de production de méthanol,
d’engrais et de chlorure de vinyle qui exploitent les gaz résiduels.
dans les années 1970, le plateau de production atteint 33 millions
de mètres cubes par jour.
dE La CONTraINTE aU savOIr-faIrE
Même si, actuellement, la production de gaz à Lacq est en forte
baisse, la dynamique lancée par ce gisement ne s’est jamais démentie.
Mettant au point des méthodes d’extraction toujours plus performantes
(voir p. 14), le groupe a su exporter son savoir-faire, sous forme
de licences ou en tant qu’opérateur. aujourd’hui, ce sont plus de
60 champs de gaz acides qui sont exploités partout dans le monde
grâce aux procédés Total : elgin / Franklin (Royaume-Uni), south Pars
et dorood (iran), sleipner (Norvège) ou encore les champs fortement
acides d’abou dhabi. avec le gisement de Lacq, Total a su faire d’une
contrainte géologique un atout technologique. nnn

Elgin / Franklin : traiter des gaz acides à composition variable
Réalisation très innovante,
cumulant les records de profondeur,
de pression et de température
(5 500 m d’enfouissement,
1 100 bar et 190 °C), la valorisation
des champs d’Elgin et de Franklin
est également une performance
quant au traitement des gaz acides.
Situés dans la partie centrale de la
mer du Nord britannique, ces deux
réservoirs contiennent d’immenses
réserves de gaz à condensats.
Les gaz de ces deux réservoirs
montrent une composition
légèrement différente, avec
une teneur en CO2 variant entre
2,4 et 4 % et une teneur en H2S
atteignant au maximum 50 ppm.
Total a réussi là l’intégration
d’une unité d’adoucissement
unique, capable de traiter le
mélange issu de ces deux sources,
qui se présente sous la forme
d’un gaz à composition variable.
Utilisant la technologie des
amines (MDEA activée), l’unité
d’adoucissement délivre directement
un gaz répondant aux spécifications
commerciales, avec un taux de CO2
de 1,5 % ± 0,2 % et un taux de H2S
inférieur à 1 ppm. Pour absorber
le H2S, c’est la MDEA qui a été
retenue, activée modérément
pour permettre une coabsorption
contrôlée et variable du CO2
en fonction de la composition
de l’effluent. Un contrôle
précis du taux de CO2 dans
le gaz brut et dans le gaz traité
est effectué afin d’ajuster
automatiquement les paramètres
opératoires de l’unité d’après les
calculs d’un modèle numérique
de transfert de matière développé
par Total. Garantissant un gaz
conforme aux spécifications
commerciales quelle que soit
la composition du gaz entrant,
l’installation supporte des
variations de débit de 70 % en
évitant tout recours au torchage
lors des changements de débit
et/ou de composition.
schéma simplifi é du
process de traitement.

14
gaz acides
s
South Pars
Le gisement gazier de South
Pars (Iran), faiblement acide
(2 % de CO2 et 0,54 % de H2S),
délivre depuis mars 2002 un gaz
de grande qualité au réseau
commercial iranien. Une
solution de monoéthylène glycol,
dont le pH est contrôlé à la
MDEA, est injectée au niveau des
puits producteurs afin d’éviter
le risque de formation d’hydrates
et de contrôler la corrosion
dans les pipelines polyphasiques
de 105 km conduisant le gaz
brut à terre. Le gaz est ensuite
désulfuré par lavage sélectif
à la MDEA. Depuis le démarrage,
les productions traitées ont
dépassé les objectifs du projet
de 10 à 15 %.
//. ExPErTIsE
L’INNOvaTION
EN cONTINU
s s s
en s’appuyant sur l’amélioration constante des amines,
Total a développé des solutions performantes et
économiques de traitement des gaz acides. Une véritable
saga de l’innovation qui se poursuit encore aujourd’hui
pour conquérir les champs hyper-acides, notamment via
l’optimisation des amines ou le nouveau procédé sprex ® .
depuis les premiers outils mis au point dans les années 1950 pour
adoucir le gaz acide de Lacq, Total n’a cessé d’améliorer ses procédés
aux amines pour en aiguiser l’efficacité et en élargir le domaine
d’application. cet effort continu et soutenu de R & d a abouti au
développement d’une palette de solutions enrichie et diversifiée,
adaptée au traitement de tous les types d’effluents, et a permis
au groupe de maintenir son leadership historique.
dEs géNéraTIONs d’amINEs
dès 1957, Total met en service une unité de traitement capable d’adoucir
un million de mètres cubes de gaz par jour grâce à l’utilisation de la
diéthanolamine (dea). La diéthanolamine “pauvre” mise en contact
avec le gaz brut réagit rapidement avec le H2s et le cO2, débarrassant
le gaz de ses composés acides. Une fois l’amine “chargée”, elle passe
par un bouilleur pour être régénérée avant nouvelle utilisation.
Le procédé sera amélioré au fil des années, avec comme objectifs
la réduction des coûts et de la consommation d’énergie et l’amélioration
des performances de désulfuration.
c’est en 1978 que Total franchit un nouveau saut technologique, ouvrant
l’ère de la désacidification sélective avec la méthyldiéthanolamine
(Mdea). appliquée pour la première fois dans l’unité de chémery
puis intégrée dès 1980 dans certaines unités de Lacq, la Mdea
a une cinétique lente d’absorption du cO2. elle ne capture donc
de façon significative que le H2s, laissant le taux de cO2 quasi
inchangé. Une propriété qui la rend très intéressante pour exploiter
certains gisements de la mer du Nord ou du Moyen-Orient.
de plus, sa régénération demande moins d’énergie que celle
de la dea, permettant de substantielles économies dans le cycle
de traitement du gaz.
en 1990, les études menées permettent au groupe de franchir
une nouvelle étape majeure en ajoutant à sa gamme de solutions
la désacidification “à la carte”. La clé de ce procédé de dernière
génération, appliqué pour la première fois sur le champ de Lacq,
consiste à activer la Mdea par une amine secondaire. cette dernière
accélère plus ou moins la vitesse de réaction du cO2 avec le solvant
selon le type et la concentration en activateur. cette maîtrise
de la vitesse autorise ainsi une élimination complète ou contrôlée
du cO2 (voir encadré p. 15).

ces succès technologiques se sont doublés de succès commerciaux à
l’échelle mondiale. La robustesse, la sûreté et l’efficacité de ses procédés
ont en effet valu à Total d’exporter son expertise, dès 1961 pour la dea,
et respectivement depuis 1987 et 1996 pour la Mdea et la Mdea activée.
entre 1957 et 2005, ce sont ainsi quelque 70 projets qui ont choisi
les filières amines de Total pour traiter des gaz bruts acides, confiant
la responsabilité des opérations au groupe ou exploitant ses licences
(comme au canada, en inde, en iran, au Nigeria, en Norvège, au Qatar,
au Royaume-Uni, en Russie…).
La vOIE dEs sOLvaNTs HybrIdEs
aujourd’hui, les équipes de recherche de Total travaillent à de nouvelles
voies d’optimisation technologique et économique des amines.
elles explorent en particulier les voies de solvants hybrides – par ajout
d’un solvant physique au solvant amine chimique – ou de mélanges de
solvants chimiques. ces procédés présentent de meilleures performances
de séparation des composés soufrés organiques (mercaptans, cOs
et cs2) tout en demandant moins d’énergie pour être régénérés.
• DEA : première génération de
solvants utilisée par le Groupe,
la DEA est une amine secondaire,
de formule HN–(CH2–CH2–OH)2.
• MDEA : deuxième génération
d’amines issue des travaux
de R & D de Total, la
méthyldiéthanolamine est
pp
Traitement par les amines mis au point par Total
une amine tertiaire de formule
H3C–N (CH2–CH2–OH)2.
• MDEA activée : procédé de
dernière génération utilisé pour
la première fois sur le champ
de Lacq en 1990, il consiste
à activer la MDEA par une amine
secondaire. Cette dernière accélère
À elgin / Franklin, dans l’absorbeur,
le gaz est mis en contact avec
la solution d’amine, qui absorbe
les gaz acides.
15
la vitesse de réaction du CO2
avec le solvant aqueux.
Cette vitesse est plus ou moins
élevée selon l’activateur.
Le procédé permet une élimination
complète ou contrôlée de ce gaz,
offrant ainsi des solutions
de désacidification à la carte.

16
gaz acides
s
Une extension
du Sprex ® au CO2
Le procédé Sprex ® a été
initialement conçu pour séparer
le H2S. Une version améliorée
a été développée pour la
séparation du CO2 dans les gaz
fortement carbonatés. Dans
ce procédé, baptisé Sprex ® CO2,
la température à atteindre
(de l’ordre de - 60 à - 70 °C suivant
la spécification recherchée)
nécessite une déshydratation
préalable du gaz afin d’éviter
la formation d’hydrates
dans la colonne Sprex ® .
Le procédé Sprex ® CO2 fournit
une alternative économique
aux procédés classiques
utilisant des solvants ou des
membranes semi-perméables
pour le traitement des gaz
fortement carbonatés.
//. ExPErTIsE
pp
de plus, cette régénération peut se faire sous pression. il s’agit
là d’un avantage majeur dans la perspective des nouveaux scénarios
de production, fondés sur la réinjection des gaz acides comprimés dans
des réservoirs déplétés ou non. dans un tel schéma, les procédés à base
de solvants hybrides s’intègrent parfaitement dans la chaîne d’injection
du gaz acide séparé, ce qui permet d’améliorer les performances
du traitement tout en réduisant la consommation énergétique totale.
ces solutions sont également prometteuses pour l’extraction
des mercaptans des gaz acides, qui nécessitent aujourd’hui de forts débits
de solvant. La R & d de Total effectue un screening systématique des
molécules intéressantes, puis vérifie l’efficacité des formulations sur
un pilote en pression à Lacq. ce type de procédé peut utilement compléter
les solutions existantes en permettant de retirer les composés rebelles aux
amines, ce qui réduit la consommation énergétique totale. Par sa maîtrise
de toute la chaîne de traitement des gaz, Total est à même de passer
rapidement des tests à la solution industrielle.
sPrEx ® , UNE rUPTUrE TECHNOLOgIqUE
Les voies traditionnelles de valorisation des gaz bruts acides sont vouées
à connaître des évolutions. en effet, face à un marché limité et saturé,
la valorisation de l’H2s sous forme de soufre est difficile. de même,
les contraintes environnementales limitent désormais le rejet dans
l’atmosphère du cO2 et du sO2. Pour ces raisons, les nouveaux circuits
de valorisation des gaz bruts acides conçus avec réinjection des gaz acides
séparés dans le sous-sol semblent aujourd’hui la voie la plus prometteuse.
Pour relever ces nouveaux défis, Total a mis au point, en collaboration
avec l’iFP, un procédé baptisé sprex ® . ce nouveau procédé, qui a pour cible
majeure les champs de gaz hyper-acides inexploités du Moyen-Orient
faute de solution économiquement viable, permet d’étendre le domaine
d’application des procédés chimiques classiques aux amines à des gaz très
chargés en H2s. Mis en œuvre en amont de la chaîne d’adoucissement,
Schéma fonctionnel du Sprex ®
> 20 % H2s 10-12 % H2s
Gaz brut acide sprex Gaz prétraité
®
H2S liquide
Gaz acide restant
Réinjection
Gaz commercial
Traitement
classique
(ex: amine)

Schéma de procédé du Sprex ®
Gaz brut
Gaz prétraité
Scrubber
H2O
Condenseur
Refl ux
(rectif
H2O)
Distillation
60-70 °C
Séparateur
froid
Rebouilleur
(stripping Hc)
sprex ® est une solution de séparation du H2s par distillation cryogénique.
La fraction des gaz acides séparée par sprex ® est récupérée en phase
liquide à haute pression (50 à 70 bar). ce fluide extrait, essentiellement
composé de H2s et contenant les hydrocarbures les plus lourds et l’eau,
peut être aisément injecté par une pompe dans un réservoir géologique.
Le gaz préadouci issu de l’unité sprex ® est ensuite traité par une unité
amine traditionnelle de taille réduite. Bien que réclamant deux étapes,
cette voie est moins coûteuse et surtout moins gourmande en énergie
que son équivalent en technologie amine seule, essentiellement grâce
à l’économie réalisée sur la compression du gaz acide.
Le procédé sprex ® a été validé à l’usine de Lacq, entre avril 2005 et juillet
2006, sur une unité capable de traiter 70 000 m 3 de gaz brut par jour
et alimentée par un effluent saturé en eau contenant entre 18 et 40 %
de H2s. L’expérience acquise grâce à l’exploitation de ce pilote industriel
a permis à Total de démontrer la robustesse du procédé, désormais partie
intégrante du portefeuille de solutions de désacidification du groupe. nnn
- 30 °C
H2S liquide
La gestion des
licences avec l’IFP
Total a confié à l’IFP le soin
de gérer et de commercialiser ses
procédés d’adoucissement
des gaz. Prosernat, filiale
à 100 % de l’IFP, établit
les dossiers de conception
des unités de désacidification.
sprex ® : l’unité pilote de Lacq.
17

18
gaz acides
s
GTL et CO2
Il est possible de valoriser
le CO2 produit en le faisant
participer à une réaction
de conversion Gas to Liquids
(GTL). Cette voie est explorée
dans les recherches sur la filière
GTL/Fischer-Tropsch, qui
produit un gaz de synthèse et
le transforme en hydrocarbures
liquides. La présence de CO2
dans le gaz alimentant le
réacteur de production de gaz
de synthèse permet d’améliorer
le rendement carbone de la chaîne
de conversion de méthane en
hydrocarbures liquides.
//. ExPErTIsE
UNE gEsTION
dUrabLE
dES PROdUITS aSSOcIéS
s s s
Total développe des techniques spécifiques pour rendre
la production des ressources acides aussi respectueuse
que possible de l’environnement. L’injection constitue
une solution permettant d’éviter la production de soufre
et de réduire les émissions de cO2.
Les filières de valorisation des gaz acides produisent des effluents
concentrés en H2s, gaz mortel à de très faibles doses, et qui peuvent
contenir du cO2, dont le rejet est préjudiciable à l’environnement.
La gestion durable et sûre de ces gaz dits “résiduels” occupe une place
prioritaire dans les actions de R & d du groupe.
vaLOrIsEr LE sOUfrE
Le H2s peut être valorisé sous forme de soufre par des procédés
propriétaires de Total, mettant en œuvre des unités de type claus.
La première phase de la réaction, thermique, permet de transformer
une partie du H2s en sO2, suivant la réaction : 2H2s + 3O2 ➝ 2sO2 + 2H2O.
Le sO2 produit est ensuite mis en contact avec le H2s restant,
ce qui permet d’obtenir du soufre par la réaction de claus :
2H2s + sO2 ➝ 3/2 s2 + 2H2O. cette voie permet de récupérer
de l’énergie en quantité généralement suffisante pour alimenter
les unités de désacidification du gaz dès que le ratio H2s/cO2
est assez élevé. Le groupe a également développé des
procédés de traitement des gaz résiduaires des usines à soufre,
comme sulfreen ou les amines sélectives, et détient un savoir-faire
en matière de conditionnement du soufre (technologie aquisulf
pour le dégazage du soufre liquide notamment). Total maîtrise
donc l’ensemble de la chaîne production, manutention, stockage
et vente. À cause de la saturation, appelée à durer, du marché
du soufre, de nouvelles voies de stockage du soufre ou du H2s doivent
être mises en œuvre. L’injection directe des gaz acides séparés
dans un réservoir déplété, option facilitée par l’utilisation du procédé
sprex ® , qui permet d’extraire le H2s à haute pression, est une piste
jugée prometteuse par de nombreux opérateurs. L’exploitation de
cette solution nécessite une maîtrise de la corrosion et des aspects
liés à l’extrême toxicité du H2s. Par ailleurs, les risques et incertitudes
impliqués par le stockage géologique du H2s doivent également
être totalement maîtrisés. il s’agit là de l’un des challenges majeurs
des travaux de recherche engagés par le groupe sur cette thématique
extrêmement complexe.
Les gaz acides séparés peuvent être utilisés pour améliorer la récupération
de réservoirs d’huile (eOR), mais la mise en œuvre de cette technique
nécessite une bonne connaissance du réservoir et la maîtrise de la
modélisation des flux de matières, afin d’éviter le cyclage intempestif
des gaz acides injectés dans les puits producteurs.

Les diff érents types de stockage géologique du CO2
Stockage
de cO2
Stockage
Stockage de cO2
dans
Stockage de cO2 en veines
dans
un champ
de gaz
de cO2
dans
un
un
champ
de pétrole
avec
de charbon
avec récupération
épuisé.
aquifère salin.
récupération
assistée.
assistée
de méthane.
UTILIsEr LE CO2
si le cO2 issu du traitement du gaz est moins dangereux que le H2s,
il participe néanmoins au processus de changement climatique.
Le groupe souhaite donc en limiter le rejet direct dans l’atmosphère.
dans cette optique, le cO2 peut être stocké dans des réservoirs déplétés,
des aquifères salins profonds, des veines de charbon, ou utilisé pour la
récupération améliorée d’hydrocarbures (eOR). L’exploration & Production
de Total a mis en place en 2001 un programme de R & d dédié aux
problèmes de captage et de stockage du cO2, en partenariat avec divers
instituts, universités et industriels. dans ce cadre, le groupe est impliqué
dans de nombreux programmes nationaux et internationaux s’appuyant
sur des travaux de recherche théorique et expérimentale, des pilotes
de démonstration industrielle et sur le retour d’expérience de projets
dans lesquels Total a une participation. il est ainsi membre de CO2 ReMoVe,
consortium d’industries et d’organismes de recherche qui encourage
le déploiement des applications du stockage géologique du cO2 en europe
et dans les pays voisins. il participe aussi au groupe de travail eNcaP
(ENhanced CAPture), conduit par l’électricien suédois Vattenfall
et portant sur le développement de procédés de capture du cO2 appliqués à
des systèmes de production d’électricité à partir de différents combustibles :
charbon, gaz naturel ou combustibles pétroliers. enfin, Total soutient Picoref
(piégeage du cO2 dans les réservoirs en France), qui a pour objectif de
préparer les démonstrations industrielles d’injection de cO2 dans le bassin
parisien (gisements d’hydrocarbures et aquifères salins notamment).
Plus concrètement, le groupe participe à l’exploitation du champ de sleipner,
en activité depuis 1996, où le cO2 est injecté dans l’aquifère. il est aussi
partenaire du projet d’injection du cO2 sur le champ de snøhvit également
opéré par statoil en mer de Barents. Le cO2 sera séparé à terre dans une
usine de gNL, convoyé en mer par pipeline et injecté par puits sous-marin
dans les grès aquifères salins du Tubåen à 2 600 m de profondeur. Total
est aussi partenaire du projet de R & d sur le champ pétrolier de Weyburn,
au canada, accompagnant la première réalisation industrielle couplant captage
de cO2 et récupération assistée de pétrole. enfin, le groupe a décidé en 2005
du lancement des études pour la réalisation d’un pilote de captage de cO2
par oxycombustion et de stockage dans le bassin de Lacq en France. nnn
19
Cristalliser le soufre
dans les réservoirs
Alternative au stockage
géologique du H2S, la
production de soufre non
plus en surface, mais dans un
réservoir d’hydrocarbures
déplété ayant contenu du H2S.
Le principe consiste à brûler
le H2S ou le soufre pour obtenir
du SO2 susceptible d’être
réinjecté dans le gisement.
Le contact de ce fluide avec
le H2S natif du réservoir
provoquerait la formation d’eau
et de soufre selon la réaction
de Claus. Cette solution, si elle
se révélait possible à réaliser,
présenterait l’avantage de
résoudre le problème posé
par le H2S sur le long terme,
le soufre, composé solide,
étant parfaitement stable.
Cette option pourrait ainsi être
appliquée dans des réservoirs
déplétés adaptés et situés
à proximité de champs
de gaz acides en exploitation.

20
gaz acides
s
instruments de détection de gaz.
//. ExPErTIsE
PrOdUIrE EN
TOUTE SécURITé
s s s
La valorisation des gaz acides, corrosifs, toxiques voire
inflammables représente un challenge important pour la
sécurité. avec des matériaux adaptés, des réseaux denses
de capteurs et une réflexion poussée sur la modélisation
des risques, Total peut produire ces ressources difficiles
en toute sécurité.
acteur industriel responsable, Total se doit d’assurer la sécurité de
ses installations. cet impératif est d’autant plus important lorsque les
processus mettent en jeu des fluides dangereux comme les gaz acides.
aNTICIPEr sUr LEs sITUaTIONs dE CrIsE
Évaluer les risques d’accident pour les maîtriser et diminuer la gravité
éventuelle d’un événement sont deux principes maîtres de la politique
de sécurité maximale mise en œuvre par Total. celle-ci se concrétise,
sur tous les sites où opère le groupe, par des procédures de sécurité
rigoureuses et des exercices réguliers de simulation d’accident.
Les scénarios d’accident font l’objet d’analyses quantitatives de risque
utilisant des outils 2d ou 3d pour affiner les simulations de dispersion
des polluants et définir les zones de danger. des recherches
sont en cours pour améliorer les modèles de simulation dynamique
de brèche en phase dense.
Un enjeu pour le Groupe
Le Groupe opère dans le monde
sur plus de 500 sites dits “à
risques”, répondant aux critères
de la directive européenne Seveso.
Dans ce cadre, la politique
développée par Total s’appuie sur
l’évaluation par des organismes
indépendants et reconnus
de ses systèmes de management
de la sécurité. En 2006, au niveau
mondial, ce sont plus de 70 %
des installations qui auront
été évaluées. En interne,
le Groupe s’est doté fin 2004 d’une
méthodologie unifiée d’analyse
des risques pour l’ensemble de ses
activités dans le monde. Celle-ci
a pour objectifs d’harmoniser
les critères d’évaluation utilisés
dans les différentes activités et
d’approfondir la connaissance
des risques liés aux installations.
La gestion de ces crises impose
de parvenir à une très bonne
coordination de toutes les entités
concernées et de pouvoir mobiliser
rapidement un réseau pluridisciplinaire
de compétences
et d’expertises. Pour être solide
et opérationnelle, l’organisation
de Total se décline sur trois
niveaux : niveau local (site ou
filiale) pour gérer la situation sur
le terrain, niveau de la branche
d’activité avec la mobilisation
d’une équipe pluridisciplinaire
et, enfin, niveau central pour
prendre les décisions à plus longue
échéance et assurer les contrôles
nécessaires.

1 3
maîTrIsEr La COrrOsION
depuis la fin des années 1950, avec la valorisation du gisement
de Lacq, Total dispose d’alliages adaptés à la circulation des gaz
acides. Les futurs gisements, aux fluides plus agressifs, posent
de nouveaux problèmes au niveau des conduites comme au niveau
des pompes. en particulier, les futurs schémas d’exploitation
prévoient la réinjection des gaz acides séparés, des fluides très
concentrés en H2s ou en cO2, dont le comportement à forte
pression est moins bien connu. Une étude menée dans le laboratoire
du groupe, qualifié pour travailler sur les gaz à forte teneur
en H2s, a caractérisé la corrosivité de ces gaz sous-saturés en eau
en conditions supercritiques. L’expertise de Total, qui opère sur
de nombreux champs acides depuis des dizaines d’années, a pu
ainsi être étendue au domaine des gaz acides en phase dense.
séCUrITé : LE mONITOrINg EN TEmPs réEL
en raison de la haute toxicité de l’H2s, une fuite massive de gaz
acide aurait des conséquences désastreuses, tant pour les travailleurs
que pour les populations environnantes. La détection de tout incident,
y compris d’une fuite minime, est donc cruciale, car l’alerte doit
être donnée rapidement. Pilote dans la gestion de ce type de risque,
le site de Lacq compte environ 1 000 capteurs surveillés en temps
réel et assure un monitoring des systèmes de sécurité depuis la salle
de contrôle. Total a lancé des recherches sur une nouvelle façon
de combiner les mesures de manière à générer une mise en sécurité
automatique des installations rapide et avec une fiabilité accrue. nnn
2
1. et 2. salle de contrôle
du site de Lacq, France.
3. Le site de Lacq est pionnier
en matière de gestion des risques.

22
gaz acides
s
Chiffres clés
de l’Exploration
& Production
en 2006
Effectifs : 13 624 collaborateurs
(au 31 décembre 2006).
Investissements :
9 milliards d’euros.
Une production d’huile
et de gaz de 2,36 Mbep/j.
Des réserves prouvées
d’huile et de gaz
de 11,12 Gbep.
Des opérations dans plus
de 40 pays.
1 er producteur d’huile
et de gaz en Afrique.
2 e producteur d’hydrocarbures
au Moyen-Orient.
Partenaire dans 5 complexes
de liquéfaction de gaz assurant
près de 40 % de la production
mondiale.
//. grOUPE
TOTaL daNS
lE mONdE
EN 2006
s s s
Total, présent dans plus de 130 pays, est l’un des
protagonistes les plus dynamiques de l’industrie pétrolière
mondiale. Le groupe peut se prévaloir de réalisations
technologiques et économiques de grande ampleur.
LEs aCTIvITés dE TOTaL COUvrENT
L’ENsEmbLE dE La CHaîNE PéTrOLIèrE
exploration et production de pétrole et de gaz, aval gazier, trading,
transport, raffinage et distribution… Total est aussi un acteur majeur
de la chimie. La production 2006 de pétrole et de gaz de Total s’élève
à 2,36 Mbep/j. La croissance du groupe s’appuie sur des réserves
prouvées de 11,12 gbep et un portefeuille d’actifs dans les grandes
régions pétrolières. Leader européen du raffinage et du marketing,
Total exploite en direct 13 raffineries sur les 27 dans lesquelles
il a des intérêts. son réseau de plus de 16 500 stations-service est
surtout implanté en europe et en afrique.
dans le domaine de la chimie, Total est l’un des plus grands
producteurs intégrés au monde. sa branche chimie se classe parmi
les leaders européens sur chacun de ses marchés : Pétrochimie,
Fertilisants et spécialités.
UN sECTEUr ExPLOraTION & PrOdUCTION
à La POINTE dE La TECHNOLOgIE
Total est l’un des acteurs les plus dynamiques et les plus performants
de l’industrie pétrolière mondiale. Porté par une exploration très
active, une recherche, une expertise et des technologies de pointe,
le groupe opère dans des contextes géographiques et techniques
très diversifiés, et déploie une stratégie de valorisation durable
des hydrocarbures dans le respect de la sécurité des hommes
et de la préservation de l’environnement.
Tout en œuvrant à l’optimisation des ressources conventionnelles
ultimes et au prolongement de la durée de vie des champs matures,
le groupe est un acteur majeur dans les technologies ouvrant l’accès
aux ressources d’avenir. Total peut se prévaloir de réalisations
de grande ampleur qui sont autant de preuves de sa capacité
à manager technologiquement et économiquement la mise
en production de gisements de grande taille, aussi bien pour le
développement de champs à haute pression et haute température,
l’exploitation des bruts extra-lourds, la mise en production de champs
situés par grands et ultra-grands fonds que pour le transport
polyphasique des effluents. nnn

Les 30 projets géants pour une croissance soutenue
Diversification géographique
et technique
Réserves prouvées : plus de 12 ans
Réserves prouvées et probables :
plus de 20 ans
n afrique
n amérique du Nord
n asie
n Europe
n Reste du monde
n Huiles extra-lourdes
n grands fonds
n autres liquides
n gNl
n autres gaz
Prévision de croissance
de la production
n Huiles extra-lourdes
n grands fonds
n autres liquides
n gNl
n autres gaz
* Estimations dans un environnement à 60 US$/b
en 2007 et à 40 US$/b à partir de 2008.
Crédits photo : F. guiziou/Hémisphères, Photodisc, dR/Total, castano, m. dufour et m. Roussel pour Total – Infographies : Idé, Total –
Conception-réalisation : – Impression : comelli – © Total – mars 2007.
23

. COLLECTION savOIr-faIrE
Huit domaines d’expertise pour prolonger la durée de vie
des ressources d’hydrocarbures
TOTAL S.A. Capital social : 6 062 232 950 euros - 542 051180 RCS Nanterre
Exploration & Production - Paris
2, place de la Coupole - La Défense 6 - 92400 Courbevoie Cedex - France
Tél. 33 (0)1 47 44 45 46
Exploration & Production - Pau
Avenue Larribeau - 64018 Pau Cedex - France
Tél. 33 (0)5 59 83 40 00
www.total.com
À paraître