Bonjour, nous sommes le 18/10/2019 et il est 08 h 36.





EPIGRAPHE

 

 « Le monde ne sera pas détruit par ceux qui font le mal, mais par ceux qui les regardent sans rien faire »

 

                                                                         Albert EINSTEIN

 

 

 

 

DEDICACE

A

L’Eternel Dieu Tout Puissant :

Mon bienfaiteur, ma forteresse, ma haute retraite, mon bouclier, mon rocher, mon rempart, ma muraille et mon refuge.

 

Mes très chers parents :

Emile KIBALA BEY et Sophie NGAY NGADIENE

en ce jour de récolte de votre semence.

 

A mes  frères et sœur :

Dédé, Hervé, Sedy, Ginet, Hyacinthe, et notre Sœur Ruth KIBALA,

honneur et fierté vous soient rendus, pour tant d’efforts, de souffrances pour l’amour, la fidélité et la générosité dont vous ne cessez de nous faire montre jusqu’alors

Et

A toutes les personnes qui de près ou de loin ont contribué à notre formation

 

 

 

REMERCIEMENTS

 

Qu’il plaise au ciel qu’à l’issue de cet effort scientifique nous glorifions l’Eternel notre Seigneur pour sa sollicitude et le remercions pleinement pour ce travail de fin de cycle qu’il a daigné bénir de ses propres mains.

 Ce travail qui marque le couronnement des efforts de notre formation à l’université de Kinshasa faculté de Pétrole, Gaz et Energie nouvelle, est le fruit des efforts de plusieurs personnes auxquelles nous exprimons notre sincère et profonde gratitude.

 Nos remerciements les plus particuliers au Professeur KAZADI MUKENGA BANTU, qui malgré ses multiples occupations a bien voulu assurer la direction de ce travail par un encadrement très marqué. Ses remarques et suggestions pertinentes aussi constructives ont constitué une bonne semence à l’élaboration de ce travail. Qu’il trouve à travers ces lignes l’expression de notre profonde gratitude, ainsi que l’assistant SEKE max, pour sa codirection.

Que nos parents, nos frères et sœurs trouvent à travers cette œuvre scientifique notre profonde reconnaissance et notre gratitude, car sans eux, nous ne serions pas au bout.

Nos remerciements s’adressent à Hervé kibala et à Emmanuel lukombe, qu’ils trouvent ici les sentiments de notre profonde reconnaissance.

Nos sentiments vont droit aux amis: Chrétien MAMBOTE, Augustin OMANDJELA, Glody MBAMVULA, Fortunan MOSIAMA, Elvice KATEMBO, Yve WUBAZEBI , Jorres TSHILENGUE ,Hardy LUZALA, Glody Nsuami ainsi qu’à tous les amis et amies de l’Université de Kinshasa en général et ceux de la Faculté de Pétrole, Gaz et Energie nouvelle en particulier pour les efforts d’ensemble pour ce deuxième cycle à la faculté de pétrole et gaz.

Nos sentiments s’adressent à tous ceux de loin ou de près qui ne sont nommément pas cités dans ce travail qu’ils trouvent ici notre profonde gratitude.

 

                                        

                                            KIBALA BILL TOUSSAINT

 

 

 

Nomenclature

Symboles

Unités

Signification

Bcf

f

h

ns

rs

RF

SNEL

T

X

Xs

 

kJ/kg

KJ/Kg.K

Hz

kJ/kg

kJ/kg

kJ/kg

kJ/kg

kJ/kg

kg/s

kg/s

kg/s

tr/s

%

%

-

-

Bar

Bar

Bar

psi

-

-

MW

KJ/Kg

KJ/Kg

KJ/Kg

KJ/Kg

-

-

-

KJ/Kg

KJ/Kg

°C

°K

°R

-

KJ/Kg

KJ/Kg

KJ/Kg

KJ/Kg

KJ/Kg

%

 

Billion cubic feet

Capacité calorifique spécifique

Fréquence des f.é.m et des courants induits

Enthalpie massique

Enthalpie massique liquide isentropique

Enthalpie massique vapeur isentropique

Enthalpie massique liquide non isentropique

Enthalpie massique vapeur non isentropique

Débit massique de l’air

Débit massique de l’eau

Débit massique du combustible

vitesse de rotation du rotor

Efficacité ou rendement

Rendement non isentropique de la centrale

Pression critique

Pouvoir calorifique inférieur

Pression condenseur

Pression générateur à vapeur

Pression Brayton

Pseudo-pression critique

Parties par million en volume

Pression réduite

Puissance globale

Energie investie à la chambre à combustion

Energie non isentropique investie dans la chaudière Energie non isentropique céder par le cycle gaz

Energie non isentropique libérée par la turbine à vapeur

rapport de pression

Résistance de l’enroulement

Facteur de récupération

Société nationale d’électricité

Entropie du liquide

Entropie du vapeur

Température isentropique

Température non isentropique

Pseudo température critique

Température critique

Travail non isentropique Brayton

Travail non isentropique Hirn

Travail turbine non isentropique Brayton

Travail turbine non isentropique Hirn

Titre de vapeur

Réactance synchrone effet secondaire de l’induction

NB : D’autres notifications sont définies dans le texte.


TABLE DE MATIERE

 

EPIGRAPHE.. i

DEDICACE.. ii

REMERCIEMENTS.. iii

Nomenclature. v

TABLE DE MATIERE.. 1

Liste des tableaux. 4

Liste des figures. 5

INTRODUCTION GENERALE.. 7

0.1..... PROBLEMATIQUE.. 7

0.2..... HYPOTHESE.. 8

0.3..... OBJECTIF DE L’ETUDE.. 9

0.3.1...... Objectif global. 9

0.3.2...... Objectifs spécifiques. 9

0.4..... CHOIX ET INTERET DU SUJET.. 9

0.5..... METHODOLOGIE ET OUTILS. 10

0.6..... DELIMITATION DU SUJET.. 10

0.7..... SUBDIVISION DU SUJET.. 10

CHAPI. GENERALITES SUR LE BASSIN COTIER, APPERCU GENERAL SUR LE   11

I.0 INTRODUCTION.. 11

I.1 LE BASSIN COTIER.. 11

I.11. Aperçu géographique. 11

I.1.2 Climat, Végétation et sol. 12

I.1.3 Aperçu géologique et structurale. 12

I.1.4 Aspects structuraux  du Bassin Côtier. 15

I.1.5 Système pétrolier du Bassin Côtier. 17

I.2 APERCU GENERALE SUR LE TERRITOIRE DE MUANDA.. 19

I.2.1 Situation géographique. 19

I.2.2 Hydrographie. 21

I.2.3 Industrie. 21

I.2.4 Energie électrique. 21

I.4. Conclusion partielle. 22

CHAPITRE II. DONNEES GENERALES SUR LES GAZ  ASSOCIES AU PETROLE BRUT PRODUIT DANS LE BASSIN COTIER CONGOLAIS. 23

II.0  Introduction.. 23

II.1 Génèse. 23

II.2 Composition chimique. 25

ll.3 Traitement. 27

II.4.  Propriétés physique. 32

II.4.1. Densité. 32

II.4.2 Viscosité. 34

ll.4.3 Pression et la température pseudo-critique. 35

II.4.4. Facteur de compressibilité. 36

II.4.5 Masse spécifique d’un gaz. 38

II.4.6 Compressibilité. 39

II.4.7. Facteur volumique. 41

II.4.8  Facteur d’expansion de gaz. 42

II.5 Réserves. 44

II.6. Usages. 53

II.7 conclusion partielle. 54

CHAPITRE III  CYCLE MIXTE BRAYTON-HIRN AVEC RESURCHAUFFER.. 55

III.0 Introduction.. 55

III.1  Rappel de quelque notion thermodynamique. 55

III.1.1 La combustion.. 55

III.1.2  Énonce des Lois du gaz parfait. 59

III.2  Les cycles thermodynamique. 65

III.2.1 Cycle de Brayton.. 65

III.2.2 Cycle à vapeur. 66

III.3 Conclusion partielle. 70

CHAPITRE IV.  DIMENSIONNEMENT D’UNE INSTALLATION A CYCLE COMBINE   71

IV.0 INTRODUCTION.. 71

IV.1 Turbomoteur. 71

IV.1.1 Pompes. 71

IV.1.2 Le Compresseur. 72

IV.1.1.  Caractéristiques du compresseur. 72

IV.1.4 Dimensionnent  du compresseur. 73

IV.2. Chambre de combustion.. 74

IV.2.1 Dimensionnement de la chambre à combustion.. 75

IV.3. Turbines. 77

IV.3.1. Turbine à gaz. 77

IV.3.2 Turbine à Vapeur. 83

IV.4  Échangeur de Chaleur. 84

IV.4.1 Chaudière à vapeur. 84

IV.4.2 Condenseur. 85

IV.4.3  Surchauffeur. 85

IV.4.4  Resurchauffeur. 86

IV.4.5. Fonctionnement. 86

IV.5 Alternateur (synchrone). 88

IV.5.1 Définition.. 88

Avec :B : Induction magnétique ; E :Champ électrique ;S :Surface et:Flux. 88

IV.5.2  technologie d’un alternateur. 89

IV.5.3  Fonctionnement d’un alternateur. 89

IV.5.4  Rendement de l’alternateur. 92

IV.5.5  Bilan des puissances converties. 93

IV.5.6  Alternateur couplé sur le réseau.. 93

IV.7 Calcule de puissance. 94

IV.7.1 Première Approches : cas de Cp variable. 95

IV.7.2 Deuxième Approches : cas de Cp constant. 102

IV.7.1  Présentation de résultats. 108

IV.7.2  Apport de la puissance  produite. 108

IV.7.3 Simulation numérique de la centrale. 109

III.4 Prévention des impacts environnementaux. 119

III.4.1 Gestion de l’eau.. 119

III4.3 Prise d’eau et émissaire. 120

III.4.4 Emissions atmosphériques. 120

III.4.5 Qualité de l’air ambiant. 121

III.4.6 Gestion de sol et sédiments. 121

III.4.7 Bruit. 122

III.4.8 Gestion des risques. 122

III.5 Conclusion partielle. 123

CONCLUSION GENERAL RECOMANDATIONS. 124

BIBLIOGRAPHIE.. 126

ANNEXE.. 128

 

 

 

 

 

Liste des tableaux

Tables

Descriptions

Page

Tableau 1

Composition du gaz, pourcentage de chaque constituant et leurs masses moléculaires respectives.

26

Tableau 2

Présentation de la quantité d’huile, du gaz, le RS et oil RF dans chaque champs et au niveau de chaque réservoir en onshore.

45

Tableau 3

Présentation de la quantité d’huile, du gaz, le RS et oil RF dans chaque champs et au niveau de chaque réservoir en onshore.

46

Tableau 4

présentation de la somme des quantités d’huile et du gaz produit dans chaque champs et au niveau de l’ensemble de réservoirs.

47

Tableau 5

présentation de la somme des quantités d’huile et de gaz produit dans chaque champs et au niveau de l’ensemble de réservoirs.

48

Tableau 6

Les réservoirs de gaz naturel associé au pétrole brut en onshore.

49

Tableau 7

Les réservoirs de gaz naturel associé au pétrole brut en offshore.

50

Tableau 8

Illustrant les enthalpies et leurs pressions réduites.

94

Tableau 9

Illustrant les températures, enthalpies, et entropies.

94

Tableau 10

Présentation de résultats obtenus avec les deux approches

108

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Liste des figures

Figure

Description

Page

Figure 1

La carte administrative de la province de Kongo Central

11

Figure 2

Colonne lithostratigraphique du Bassin Côtier

14

Figure 3

Présentation du territoire de Muanda au niveau de la ville province du Kongo Central

20

Figure 4

Diagramme de formation d’hydrocarbures

24

Figure 5

Migration primaire et secondaire des hydrocarbures

24

Figure 6

Coupe verticale d’un gisement d’hydrocarbures

25

Figure 7

Composition chimique de gaz

25

Figure 8

Séparateur  tri phasique horizontal par cloisonnement de la chambre de rétention

28

Figure 9

Schéma de traitement du gaz KKTF

29

Figure 10

Digramme de fonctionnement d’une unité LTS avec injection de Glycol.Dégazolinage à basse température avec inhibiteur d’hydrates

30

Figure 11

Schéma principe d’un contacteur avec refroidisseur en tête

31

Figure 12

Schéma traitement gaz Mibale compression plateforme

31

Figure 13

Répartition des réserves de gaz en onshore

51

Figure 14

Répartition des réserves de gaz en offshore

52

Figure 15

Schéma de la combustion théorique du méthane

55

Figure 16

Schéma de La combustion stœchiométrique

56

Figure 17

Schéma de La combustion complète en excès d’air 

56

Figure 18

Schéma de La combustion complète en défaut d’air 

57

Figure 19

Schéma de La combustion incomplète

57

Figure 20

Quantité de chaleur fournie pour la fusion de la glace

61

Figure 21

Schéma énonçant du premier principe

62

Figure 22

Définition d’une grandeur d’état : entropie

63

Figure 23

Représentation d’un cycle de joule (a) (Malhait, 2004), (b) dans un diagramme (T,s) et (c) un diagramme (P,V)

65

Figure 24

Représentation d’un cycle de joule ouvert (a) (Malhait, 2004), (b) dans un diagramme (T,s) et (c) un diagramme (P,V)

66

Figure 25

Cycle de Rankine ;(a) schéma technologique et (b) diagramme T-S

66

Figure 26

Figure 26: Effet de la pression du condenseur

67

Figure 27

Cycle de Hirn :(a) schéma technologique et (b) Diagramme T-S

67

Figure 28

Effet de la surchauffe

68

Figure 29

Effet de la pression maximal

68

Figure 30

Cycle de Hirn avec resurchauffe :(a) Schéma technologique, (b) Diagramme T-S

69

Figure 31

Cycle mixte Brayton-Hirn avec resurchauffe : (a) Schéma technologique et (b) Diagramme T-s.

70

Figure 32

Pompe centrifuge : (a) vue ouverte et  (b) vue de coupe

71

Figure 33

Générateur à vapeur  à haute pression fioul/gaz

84

Figure 34

Schéma de condenseur immergé

85

Figure 35

Schéma d’une surchauffeur

85

Figure 36

Schéma d’un resurchauffeur  incorporé dans une chaudière du cycle de Hirn avec resurchauffe

86

Figure 37

Fonctionnement de l’échangeur thermique à courant parallèle ;(a) Simple échangeur de chaleur et(b) Diagramme de l’évolution des fluides à contre courant

86

Figure 38

Fonctionnement de l’échangeur thermique à contre courant ;(a) Simple échangeur de chaleur et(b) Diagramme de l’évolution des fluides à contre courant

87

Figure 39

Alternateur couplé a une turbine via l’arbre moteur

88

Figure 40

Symboles électriques

88

Figure 41

Principe du fonctionnement, (a) Champ magnétique tournant à , et (b) Trois bobines décalées de 120° 

88

Figure 42

Schéma de construction simplifié

89

Figure 43

Schéma électrique d’une phase de l’alternateur

89

Figure 44

Schéma du diagramme de Behn-Eschenburg

90

Figure 45

Figure 45: Schéma d’un Alternateurs équilibrés

90

Figure 46

Schéma d’un Alternateurs, caractéristique interne

91

Figure 47

Schéma de mesuré en court circuit

91

Figure 48

Figure 49

Caractéristique en charge

Bilan des puissances converties

92

93

Figure 50

Couplage d’un alternateur au réseau

93

Figure 51

Evolution du travail non isentropique et l’évolution non isentropique en fonction du rendement compresseur

110

Figure 52

Evolution débit massique – Rendement non isentropique en fonction du rendement compresseur

111

Figure 53

Evolution travail non isentropique turbine en fonction du rendement turbine à gaz

111

Figure 54

Evolution Débit massique et rendement non isentropique en fonction du rendement compresseur

111

Figure 55

Evolution de l’énergie non isentropique fonction du rapport pression

112

Figure 56

Evolution des débits massique en  fonction du rapport pression

112

Figure 57

Evolution des débits massique en  fonction du rapport pression

113

Figure 58

Evolution du travail non isentropique  en  fonction du rapport pression

113

Figure 59

Evolution du travail non isentropique et Débits massiques  en  fonction du rendement pompe

114

Figure 60

Evolution du travail non isentropique pompe en  fonction du rendement pompe

114

Figure 61

Evolution rendements non isentropique en  fonction du titre de vapeur

114

Figure 62

Evolution travail non isentropique et rendements non isentropique en  fonction du rendement turbine 1

115

Figure 63

Evolution travail non isentropique et rendements non isentropique en  fonction du rendement turbine 2

115

Figure 64

Evolution travail rendements non isentropique en  fonction du rendement turbine 2

115

Figure 65

Evolution travail rendements non isentropique en  fonction du rendement turbine 2

116

Figure 66

Evolution travail rendements non isentropique en  fonction du rendement turbine 2

116

Figure 67

Schéma fonctionnel de la centrale du cycle mixte Brayton-Hirn avec resurchauffe

117

Figure 68

Schéma synoptique du simulateur

118

 

 

 

INTRODUCTION GENERALE

0.1        PROBLEMATIQUE

L’extraction du pétrole est souvent accompagnée de l’eau et du gaz, ce dernier est separé de deux premier au niveau de séparateur dont le transport est assuré par oleoduc ou gazoduc après traitement.

La plupart des sociétés pétrolières  comme celle opperant  dans le térritoire de muanda par manque d’ infrastructures éfficace assurant le transport  ou stockage de ce gaz, ils procedent par bruler ce dernier  au niveau des torcherès .

Brûler le gaz aux torchères constitue un gaspillage d’une ressource énergétique précieuse qui pourrait être utilisée pour résoudre le problème en déficit énergétique que traverse ce territoire voir l’ensemble de pays se laisse torché en grande quantité.

En outre, l’entreprise pétrolière productrice oppérant dans cette partie du pays, la  RDC, se concentre plus sur les hydrocarbures liquides que gazeux. La mineur partie des gaz issue de l’extraction des hydrocarbures leur servent pour l’usage d’apuis, et la grande partie est torchée ; cette pratique a un impact négatif  sur  l’environement car elle contribue à la pollution de l’air par émission de Gaz à effet de serre responsables du rechauffement climatique. L’importance de cette ressource dans le processus de développement apparait irréversible ; c’est pourquoi elle doit se faire intéresser.

Eu égard à ce qui précède, les questions suivantes guident cette étude :

1.      Quelles sont les conséquences environnementales liées au torchage de résiduel du gaz ?

2.      Comment pouvons nous valoriser ce gaz dont la majeure partie est torchée et comblé ou supprimé ainsi le fléau de déficit en énergie électrique que traverse le territoire de Muanda ?

3.      Quels avantages que peut présenter une installation mixte Brayton-Hirn avec resurchauffe à 40MW électrique ?

4.      Quels sont les précautions à prendre pour pouvoir minimiser les impacts environnementaux liés à l’installation mixte Brayton-Hirn avec resurchauffe à 40MW électrique ?

 

 

 

 

 

 

0.2        HYPOTHESE

Certes, nous ne sommes pas les premiers chercheurs à nous intéresser sur la problématique du déficit en énergie électrique dans le territoire de Muanda et sur la valorisation du gaz associé au pétrole du Bassin Côtier dont la grande quantité est longtemps détruite en torche.

D’une manière anticipative nous pouvons proposer des réponses suivantes aux différents questionnements qui guident notre étude :

1.   La destruction en torche contribue au renforcement de la barrière radioactive constitué de Gaz à effet de serre qui empêche l’échappement de rayon infrarouge thermique terrestre, cela conduit au réchauffement climatique.

 

2.   La valorisation de gaz associé au  pétrole brut produit dans le Bassin Côtier de la RDC et la suppression de la problématique déficit en énergie électrique dans le territoire de Muanda, peuvent être rendue possible qu’au moyen d’une infrastructure pouvant utiliser cette ressource comme matière première pour actionner ces organes constitutifs afin de produire de l’électricité en puissance et en qualité permettant de répondre ainsi à la demande en énergie électrique des consommateurs.

 

3.   La technologie du cycle mixte proposé permet deux étapes de production d’énergie : les gaz d’échappement résultant de la combustion du gaz naturel actionnant une turbine à gaz couplée à un alternateur ; en deuxième étape, la chaleur de ce gaz d’échappement est récupérée dans une chaudière où de l’eau se transforme en vapeur. Cette vapeur actionne en deuxième lieu la turbine à vapeur de haute pression, dont la vapeur surchauffée se détent après resurchauffement dans la turbine à vapeur de basse pression, qui serait couplée à un alternateur. Ces deux stades de turbine permettent d’atteindre une efficacité énergétique élevée qu’aucune technologie conventionnelle de turbine à gaz ou à vapeur exécutée séparément ne peut atteindre.

4.      Une bonne politique et un bon plan de gestion environnemental permettra de minimiser les impacts environnementaux liés à ce type d’installation électrique qui utilisera comme matière première, l’un de composant des hydrocarbures gazeux.

 

 

 

 

 

0.3        OBJECTIF DE L’ETUDE

0.3.1   Objectif global

L’objectif global de ce présent travail est de valoriser les gaz associés au pétrole brut torchés dans le Bassin Côtier Congolais  au moyen d’une installation présentant une bonne efficacité qui utilisera cette ressource fossile comme matière première afin de produire de l’énergie électrique savoir : l’installation mixte Brayton-Hirn avec resurchauffe. Cette technologie va résoudre effectivement la problématique du déficit en énergie électrique que traverse le territoire de Muanda et qui influe négativement sur son développement.

 

0.3.2   Objectifs spécifiques

Ce travail s’est assigné comme objectifs spécifiques suivants :

Ø  De faire une étude générale sur les gaz associés au pétrole brut produit dans le Bassin Côtier Congolais dont la grande partie est détruite en torche ;

Ø  De calculer l’efficacité et d’évaluer la puissance de l’installation du cycle mixte qui permettra d’accroitre dans un bref délai le faible taux d’électrification ;

Ø  De procéder à une simulation numérique de la centrale afin de comprendre son fonctionnement ainsi que l’évolution des certains paramètres relatifs à son fonctionnement ;

Ø  De faire une prévision des impacts environnementaux liés à l’exploitation de la centrale dans l’optique d’orienter sa faisabilité ou sa mise en œuvre.

 

0.4        CHOIX ET INTERET DU SUJET

La grande quantité de gaz associés sortant des gisements de pétrole brut produit dans le Bassin Côtier, en début de sa production en RDC jusqu’à nos jours est brûlé au niveau des torches.

Autre fait majeur du choix et intérêt de notre sujet, c’est l’importance que présente le composant prépondérant de ce mélange, à savoir le méthane dans la production de l’énergie électrique. Il est devenu actuellement à travers le monde, une matière première et énergie de premier choix la plus convoitée de la planète en raison de sa disponibilité et de sa qualité d’énergie  propre par son rôle dans la génération de l’énergie électrique.

Cela permettra au pays d’accroitre le taux de l’électrification et réduire la problématique du déficit en énergie électrique sur l’ensemble du territoire national. C’est ainsi la raison d’orientation de notre étude dans ce secteur afin de proposer une piste de solution à courte terme.

 

0.5        METHODOLOGIE ET OUTILS

La méthodologie qui conduit à bien élaborer ce présent travail s’est basée sur l’étude bibliographique et interview pour  réunir tous les documents, en rapport avec le sujet, et de faire une étude thermoélectrique sur la centrale.

Plusieurs matériels et outils informatiques ont étés utilisés pour réaliser ce travail. Il s’agit principalement de :

ü  Logiciel de système d’informatique Géographique(SIG) à l’occurrence ArcGis pour l’élaboration des différentes cartes liées à la zone d’étude ;

ü  Autocad pour la réalisation des diagrammes T-s et P-V ;

ü  Logiciel Edraw Max pour la réalisation des différents dessins des organes liés à la simulation numérique de la centrale ;

ü  Logicel Matlab pour l’élaboration des différentes graphiques permettant de suivre l’évolution des certains paramètres liés au fonctionnement de la centrale ;

ü  L’Excel pour le calcul relatif à la simulation numérique de la centrale.

 

 

 

0.6        DELIMITATION DU SUJET

Notre recherche porte sur  la proposition d’un modèle d’une infrastructure qui contribuera à la valorisation d’une ressource fossile non renouvelable torchée et qui permettra de résoudre la problématique en desserte de l’énergie électrique.

Dans l’espace, il vise la province de Kongo Central précisément le territoire de Muanda.

Dans le temps, nous portons notre travail sur une période allant de 2003-2018.

 

0.7        SUBDIVISION DU SUJET

Outre l’introduction et la conclusion générale notre travail comporte quatre chapitres :                

1.      Le premier chapitre explicite les généralités sur le Bassin Côtier Congolais, l’aperçue général sur le territoire de Muanda;

2.      Second chapitre abordera les données générales sur le gaz associé au pétrole brut produit dans le Bassin Côtier Congolais ;

3.      Le troisième chapitre est axé sur le Cycle mixte Brayton-Hirn avec resurchauffé

4.      Le quatrième chapitre est axé sur le dimensionnement d’une centrale à cycle mixte, la  présentation du résultat et l’interprétation du résultat.

 

 

 

CHAPI. GENERALITES SUR LE BASSIN COTIER, APPERCU GENERAL SUR LE 

               TERRITOIRE DE MUANDA ET LES CENTRALES ELECTRIQUES

I.0 INTRODUCTION

Le milieu privilégié pour la formation des hydrocarbures et la région bénéficiaire d’une installation électrique efficace doivent être étudiés. C’est pourquoi, ce présent  chapitre se chargera de présenter le Bassin Côtier Congolais, le territoire de Muanda.

 

I.1 LE BASSIN COTIER

Le Bassin Côtier est l’un de trois grands bassin sédimentaires à l’intérêt pétrolier évident dont dispose la RDC. Il demeure jusqu’à présent le seul et l’unique bassin en production.

 

I.11. Aperçu géographique

Il est situé en bordure de la côte Atlantique à l’Ouest dans la province administrative de Kongo Central entre 11°15’ et 12°40’ de longitude Est et 05°00’ et 06°05’ de latitude sud.

Sa superficie est de 5.992km2 dont 1.012Km2 en offshore et 4.980Km2 en onshore avec une côte large de 42Km. Il est limité au nord par la République du Congo, au sud par le fleuve Congo, à l’Est par le socle cristallin et à l’Oeust par la province Angolaise de Cabinda et l’océan Atlantique.

La figure ci-dessous donne la situation géographique du Kongo Central Figure 1 : La carte administrative de la province de Kongo Central

 

Figure 1 : La carte administrative de la province de Kongo Central (Kibala , 2017)RDC

I.1.2 Climat, Végétation et sol

 Le territoire de Muanda est caractérisé par un climat tropical de type AW5 selon la classification de Koppen. C’est le climat tropical soudanais ; caractérisé par une saison sèche s’étendant du 15 Septembre et une saison pluvieuse interrompue par la courte sécheresse du mois de février. Le courant marin froid de température moyenne annuelle oscille autour de 25°C, durant la saison sèche ; elle est de 22°C pendant la saison pluvieuse. Les écarts mensuels ne dépassent pas 10°C. les précipitations généralement concentrées sur de dizaines de jours par mois, totalisent une hauteur mensuel moyenne de 130m avec un maximum pouvant dépasser 200mm en Janvier (Ntombi, 2016).

La végétation se présente de la manière suivante :

-         Sur un sol sec sont développés des lots de forêts claires entourés de savanes herbeuse ;

-         Sur le sol humide des estuaires  et des langues saumâtres, on rencontre de forets galeries et arbustives à prédominance des mangroves.

La faune est prédominée par des herbivores et des reptiles

A partir du littoral atlantique jusqu’au plateau de la base militaire de Kitona, la nature du sol est sablonneux.

 Tandis que dans la partie Nord-Est, le sol est de nature argilo-sablonneux et dominé par une végétation très dense, ce qui explique la productivité agricole que l’on trouve dans cette partie.

Il est à noter aussi qu’aux alentours des villages périphériques du chef-lieu du Territoire de Muanda,  le relief du sol est constitué d’une vaste plaine plate, de quelques petites vallées ainsi que des galeries forestières. Tandis que les parties orientales sont respectueusement dominées par des vallées et des collines rocheuses qui surplombent des savanes boisées, des forêts denses et d’une abondante végétation de mangroves à palétuvier ainsi que par un vaste plateau qui est limité par la forêt qui nous sépare avec l’Angola et le secteur de Kakongo dans la partie Sud-est.

 

I.1.3 Aperçu géologique et structurale

 

I.1.3.1 Aspect Géologique

Deux grandes périodes marquent l’histoire du Bassin Côtier, séparées par l’épisode salifère qui marque le début de l’ouverture de l’océan Atlantique. De bas en haut, nous distinguons comme couches :

 

I.1.3.2 Couches ante-salifères

L’ante-salifère correspond dans la première phase à des dépôts en milieux lacustres, calmes, de profondeurs variables. Ils comprennent des épisodes détritiques en relation avec la morphogénèse due à la forte distension liée au rifting. Les premiers dépôts sédimentaires mésozoïques se sont effectués sur le socle précambrien : leur épaisseur est tres variable et fonction du paléo rélief du socle.

On rencontre, de bas en haut les formations suivantes :

Ø  Formation de NZENZE, du jurassique ; elle est grossièrement conglomératique et repose sur le socle. Sa puissance est d’environ 100m ;

Ø  Formation LUCULA, du Néocomien, elle est constituée de grès à intercalations de dolomies et d’argiles d’environ 100m de puissance ;

Ø  Formation BUCOMAZI, du Barrémien, elle est constituée d’argiles et de shales, riches en matière organiques se serait la roche mère avec intercalations de roches arrachées du socle ;

Ø  Formation de TOCA, du barrémien ; formée de calcaires et dolomies à anhydrite (CaSO4), comprenant de grès gris verdâtres ;

Ø  Formation de CHELA, du Barrémien ; constituée de siltites à la base. On retrouve de carbonates et des shales verdâtres 10 à 40m de puissance.

 

I.1.3.3 Dépôt salifère

Ces couches se sont déposées entre 120 et 80Ma (LOGAR, 1989).

Durant cette période, l’océan Sud Atlantique s’ouvre en entonnoir tourné vers le sud. En direction au nord, par contre, cet océan est séparé de l’atlantique Nord par la fermeture due à la juxtaposition de deux continents et vers le sud, l’océan initial est plus ou moins totalement coupé de l’océan méridional par la ride de walvis (LOGAR, 1989).

Entre ces deux fermetures, la circulation d’eau marine, très limitée, favorise les dépôts d’évaporites sur toute l’étendue de l’océan initial.

 Ces dépôts salifères appartiennent à la formation de Loème et sont utilisés comme couches-repères entre les formations anté et post salifères. Recoupés par la majorité de puits de concession, ces couches salifères que l’on appelle localement  « sel massif » sont formées de bancs d’halite et d’évaporite de potassium avec des intercalations de dolomies, de siltites et grés carbonatés.

Le phénomène de fluage que « le sel massif » subira lors du dépôt des formations post-salifères influencera sensiblement son épaisseur qui est de l’ordre de 85m. On lui attribue à l’âge aptien.

 

I.1.3.4 Couches post-salifères

La fin du cycle évaporitique est marquée par de dépôts purement marins témoignant de l’ouverture de la Franche de l’Atlantique sud.

On distingue de bas en haut des formations suivantes :

Ø  Formation MAVUMA,  de l’Aptien supérieur, constituant un ensemble comprenant l’anhydrite avec l’intercalation de grès, calcaires, dolomies et des argiles noires.

Ø  Formation VERMELAH, de l’Albien, composée de grès, calcaires, dolomies massives à base oolithique et au sommet ;

Ø  Formation  KINKASI, du Cénomanien, où on remarque des argiles et marnes, calcaires et grès silteux de 250 à 450m de puissance :

Ø  Horizon LIAWENDA, du Turonien-Coniacien, constitué de sables fins dolomitiques et argiles de 30-40m de puissance ;

Ø  Formation IABE :

·        Le Néocrétacique : sable, argiles, marnes, gréd carbonatés et de phosphorites du Maestrichtien (300-400m) ;

·        Le Tertiaire :sable, grès argileux, marneux et silteux, localement asphaltique de l’Eocène-Oligocène (0-200m).

Ø  Formation MALEMBO, du Miocène ; sable, gravier et argiles (300-500m) ;

Ø  Formation des CIRQUES, d’âge plio-pléistocène constituée de sables, graviers et argiles asphaltiques 0 à 120m de puissance.

La figure 2 ci-dessous de manière détaillée la colonne lithostratigraphique du Bassin Côtier Congolais de l’anté au post-salifères.

Figure 2 : Colonne lithostratigraphique du Bassin Côtier (Logar J.F 1984)

I.1.4 Aspects structuraux  du Bassin Côtier

 Le Bassin Côtier Congolais est typique d’une marge océanique passive (Reyre, 1984). Il est encadré par les accidents transversaux de N’komi (Gabon) au nord de la République  Démocratique du Congo (à la hauteur de l’embouchure du fleuve Congo). Sa formation est liée à l’ouverture de l’Atlantique sud entre l’Afrique du sud. L’évolution de ce bassin est passée par les stades suivants :

Ø  Le stade pré-rift à l’extrême fin Jurassique ;

Ø  Le stade syn-rift au Néocomien-Barrémien ;

Ø  Le stade post-rift de l’Aptien à l’Actuel.

Les traits structuraux après la disjonction mécanique totale de l’Afrique et de l’Amérique du sud et donc l’ouverture définitive de l’Atlantique sud se résument de la manière suivante :

Ø  A l’Albien, l’effet combiné de l’accroissement de la pente, liés à la subsidence thermique et du rejet des contraintes régionales , déstabilisant localement les évaporites aisées à mobiliser conduit aux phénomènes halocinetiques intenses (intumescences et diapirs)(Reyre 1984) donnant  un paysage complexe de blocs en « toit d’usine » de carapaces plus ou moins symétriques, voire de blocs détachés.

Ø  A la fin du Cénomanien, sous l’Action d’une halocinèse tardive de faible ampleur, les dépôts des séries cénomaniennes se déforment.

Ø  Le Turonien est une période relativement calme tectonique bien que vers la fin, les prémices d’un bouleversement de la marge fassent leur apparition.

Ø  Le Sénonien : Après la phase de quiescence turonienne, le crétacé terminal est régionalement une période de reprise tectonique liée à l’épirogenèse Mayombienne (Reyre, 1984).

Son existence au Congo au-delà des affleurements Côtiers n’est prouvée que près du Mayombe, le long d’une étroite bande (à grès phosphatés), à la faveur probablement d’un effondrement précoce.

Cette phase est localement marquée dans le Bassin Côtier Congolais, par des évidences d’environnements plus restreintes au Coniacien (dépôts radioactifs).

Par ailleurs, sur l’ensemble du segment Nord-Congo, souligne l’existence des phénomènes halocinétiques locaux (Reyre, 1984).

A noter aussi que les phénomènes de subsidence très ralentie se manifestent au niveau de la flexure Atlantique au cours du crétacé terminal au niveau du Bassin Côtier Congolais.

Au Gabon (segment de l’Ogooué), une discordance majeure prend place au Coniacien-Santonien. Elle témoignerait de cette activation épirogénique Mayombienne.

En somme, l’intervalle Turonien supérieur-Maastrichtien du Bassin Côtier Congolais est typique d’une tectonique d’une marge océanique passive. L’illustration sismique de l’évolution structurale de ce bassin allant de l’Aptien au Moi-pliocène atteste l’absence d’une tectonique cassante (qui aurait pu être liée par exemple au rejet des failles antérieures) et l’absence des phénomènes halocinétiques au Turonien-Maastrichtien. Dans la mesure où, la subsidence est très ralentie dans le Bassin Côtier Congolais. Il apparait donc que les seuls mouvements verticaux importants ayant affecté le bassin durant l’intervalle Turonien supérieur-Maastrichtien seraient ceux inhérents à l’épirogenèse de la bordure Mayombienne.

Cependant, les preuves d’un tel mouvement épirogénique dans la zone congolaise semblent faibles, voire insuffisantes puisque parallèle au mayombien et par des environnements plus restreints dans le bassin au Coniacien, en raison de la présence des dépôts radioactifs.

En fin, la chronologie de la manifestation épirogénique Mayombienne n’est pas assez précise ou très claire au niveau régional. En effet dans l’ensemble du Segment Nord-Congo, Reyre (1984) suggère un rejet de la bordure Mayombienne dès la base du Coniancien sur la foi d’un changement de la nature de l’apport clastique. Tandis que dans le Segment Ogooué (Gabon), Teisserenc et Villemin (1990) suggèrent une activation épirogénique mayombienne  au Coniacien-santonien, et en s’appuyant sur l’existence d’une discordance majeur dans l’intervalle de temps. Mais cette discordance n’est pas, curieusement, enreigistrée dans la zone congolaise, ce qui peut nous amener à penser à une absence de cette phase épirogénique Coniacien-Santonien dans le Bassin.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I.1.5 Système pétrolier du Bassin Côtier

Le système pétrolier désigne la combinaison des facteurs géologiques majeurs qui ont permis d’obtenir des accumulations d’hydrocarbures.

I.1.5.1 les roches mères

Il s’agit des roches sédimentaires d’origine marine ou continentale à éléments fins susceptibles de générer le pétrole ou le gaz par la transformation de la matière organique qui est incorporée au moment du dépôt.

Les conditions thermodynamiques (l’augmentation de la température et pression) favorise le cracking naturel transformant ainsi le kérogène de ces roches en hydrocarbures. Aussitôt formé pendent la catagenèse, les hydrocarbures sous l’effet de la compaction se mettent en mouvement migrant vers les roches  réservoirs.

Les roches mères du Bassin Côtier congolais sont constituées par des dépôts d’argiles noires riches en matières organiques appelées « BUCOMAZI » et dont le T.O.C est supérieur ou égales à 10%. Les argiles de « IABE » sont aussi des roches mères potentielles mais  immatures dans ce bassin (Diemu, 2016).

Les hydrocarbures exploités dans l’ensemble du littoral Congolais (onshore et offshore) dans l’etat de connaissances actuelles sont générés par la formation d’âge Néocomien-Barrémien :Bucomazi. Cette formation de Bucomazi se subdivise en trois groupes, à savoir :

·        Bucomazi supérieur :Toca, calcaire ;

·        Bucomazi moyen :Mibale, argileux ;

·        Bucomazi inférieur : Argilo gréseux.

Le Bucomazi moyen est constitué des dépôts fins, argileux et riches en matières organiques qui ont favorisé la formation des hydrocarbures de type I, mais cette matière organique semble être immature en onshore.

D’après les analyses géochimiques réalisées, la formation de Bucomazi a rélévé ce qui suit :

·        Une teneur en oxygène T.O :2.6-14% (partie supérieure) et 2-6% (partie inférieure)

·        Une teneur totale en carbone T.O.C : 2-20%

·        Une indice en hydrogène :

Avec des récentes études faites au Cabinda, il à été prouvé l’existence générée par les calcaires d’Iabé Crétacé, mais ceci reste encore au niveau des hypothèses pour le Bassin Côtier Congolais. Car aucune étude n’a encore confirmé cette hypothèse. La formation de Bucomazi reste donc la seule roche mère des huiles exploitées dans le Bassin Côtier Congolais.

I.1.5.2 les roches réservoirs

Les réservoirs sont des roches présentant des vides, pores ou fissures, reliés ou non entre eux et dans lesquels peuvent circuler et se rassembler les fluides (roches à porosités suffisante).

Les caractères physiques d’un réservoir, résultant de toute l’histoire géologique de ces dépôts et en particulier des conditions de sédimentation et de diagenèse qui leur succèdent, conditionnent l’existence même du gisement d’hydrocarbures et de son exploitabilité.

Dans la section Ante-salifère, les  réservoirs sont constitués par les formations de :

·        CHELA ;

·        TOCA ;

·        LUCULA ;

·        NZENZE.

Dans la section Post-salifère, les réservoirs sont des formations de :

·        LIAWENDA ;

·        KINKASI ;

·        PINDA ;

·        VERMELHA ;

·        MAVUMA.

I.1.5.3 les Roches Couvertures

Dans l’ensemble Pré salifère, la sédimentation pendant le rifting a surtout favorisé le dépôt des argiles qui constituent une bonne couverture pour les réservoirs Pré salifère qui leur sont associés.

Toutefois, les dolomies compactes dans la partie supérieure de la  Toca peuvent servir de couverture aux réservoirs de cette même formation.

Le sel de loème constitue également une couverture excellente  et idéale pour tous les réservoirs Pré-salifères surtout pour Chéla.

Dans le Post-salifères, les couvertures sont plus variées et sont constituées des argiles marines et silteuses et des marnes pour le Turonien et des dolomies compacte pour le Cénomanien, l’anhydrite en bancs minces pour l’Aptien et Mavuma.

 

 

 

 

I.1.5.4 Mécanisme de migration et piégeage des hydrocarbures

I.1.5.4.1 Migration

Les hydrocarbures ont migrés de l’Anté-salifère vers la section Post-salifère en empruntant des failles liées au phénomène d’halocinèse et latéralement par le réservoir Chéla.

 

I.1.5.4.2 Piégeage

Le piégeage des hydrocarbures a été conditionné par les principales étapes de l’évolution structurale du Bassin Côtier.

Une technique  de socle au niveau de l’Anté-salifère avec les pièges :

-         Anticlinaux ;

-         Pièges contre failles et mixtes.

 

On observe aussi dans la section Pré-salifère des pièges dus au biseautage ou au phénomène de discordance. Une tectonique liée à l’halocinèse au niveau de Post-salifère avec des pièges.

-         Anticlinaux sur dômes de sel ;

-         Flancs de dômes ;

-         Mixtes (chenaux du tertiaire sur dômes).

 

I.2 APERCU GENERALE SUR LE TERRITOIRE DE MUANDA

Le territoire de Muanda est un territoire frontalier avec la ville angolaise de Soyo. Il a comme particularité, sa situation géographique qui donne directement au fleuve Congo et à l’océan Atlantique. Cette dernière l’ouvre plus avec des échanges commerciaux avec d’autres grandes villes du monde mais surtout avec la ville de Boma et Kinshasa. La population de ce territoire est estimée actuellement à 196,000 habitants.

 

I.2.1 Situation géographique

Les limites territoriales de l’entité de Muanda sont demeurées inchangées jusqu’à ce jour, à savoir :

1.      Au Nord : par la province angolaise de Cabinda et du territoire de Lukula ;

2.      Au sud : par la province angolaise de Do Zaire ;

3.      A l’Est : par la ville province de Boma et le Territoire de SekeBanza et ;

4.      A l’Ouest : par l’Océan Atlantique

 

Les coordonnées géographiques du territoire de Muanda se présentent de la manière suivante :

Latitude :5°50’30.31’’ Sud 

Longitude : 12°31’47.29 Est

Altitude : 143.05km

Superficie : 4.265 km2

La figure suivante (3) présente le territoire de Muanda

 

Figure 3 : Présentation du territoire de Muanda au niveau de la ville province du Kongo Central (Kibala, 2017)uuCARTE ADMINISTRATIVE DU TERRITOIRE DE MUANDA

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I.2.2 Hydrographie

Le territoire de Muanda est baigné par plusieurs cours d’eau entre autres :

-         L’océan Atlantique qui va de banana le long de la lithoral jusqu'à Cabinda ;

-         Le fleuve Congo en provenance de Boma qui déverse ses eaux à l’océan Atlantique vers Bulambemba ;

-         Le fleuve Tondé ;

-         Le fleuve Tshiénde ;

-         Le fleuve Malongo ;

-         Autres cours d’eau : rivière Lukunga, Kungu, Mbola, Luibi.

 

I.2.3 Industrie

Sur le plan industriel, le territoire de Muanda possède deux grandes industries :une industrie de production des hydrocarbures ;d’ailleurs la seule en activité en RDC à savoir Pérenco avec ses deux firmes Rep et Mioc et une industrie de raffinages des hydrocarbures à savoir la Socir dont la raffinerie n’est plus en activité, seule la certification qualitative et quantitative des hydrocarbures et de leurs dérivés demeure l’activité principale actuellement.

 

I.2.4 Energie électrique

La production de l’énergie électrique à Muanda comme dans toutes les autres régions du pays est assurée par la SNEL. Contrairement aux centrales hydroélectriques de Zongo, d’Inga 1 et d’Inga 2 qui assurent à 90% la production  de l’énergie électrique en RDC, Muanda dispose d’une petite centrale électrique à gaz avec 4 générateurs à l’état vétuste dont deux sont à l’arrêt. Cette centrale qui produit actuellement 1.5 Mégawatts, permet à la région de Muanda d’assurer sa propre autonomie en ce qui concerne la production de l’énergie électrique. Egalement une interconnexion est établie entre cette centrale de la SNEL/Muanda et celle de la Société pérenco afin d’accroitre la puissance produite. Grâce à cette interconnexion la puissance produite passe de 1.5 à 2.5 mégawatts. Malgré cela, le nombre de mégawatts produits  ne permet pas de répondre à la demande manifestée par les  consommateurs, notamment par certains opérateurs économiques qui veulent choisir cette partie du pays comme base pour exercer leurs activités. Cette situation influe négativement sur le développement économique de ce coin da la RDC.

 

 

 

 

I.4. Conclusion partielle

Le Bassin Côtier est l’un des milieux qui a favorisé la formation des hydrocarbures en RDC. Il doit son origine à l’ouverture de l’océan Atlantique. Sa stratigraphie est caractérisée par deux grandes périodes séparées par l’épisode salifère qui marque le début de l’ouverture de l’Atlantique.

Le territoire de Muanda est l’un des territoires dont dispose la province de Kongo Central. Il dispose de  nombreux atouts et sa situation géographique qui donne directement au fleuve Congo et l’océan Atlantique, l’ouvre plus aux échanges commerciaux avec d’autres grandes villes du Monde. Mais sa situation catastrophique en énergie électriques freine son développement.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

CHAPITRE II. DONNEES GENERALES SUR LES GAZ  ASSOCIES AU PETROLE BRUT PRODUIT DANS LE BASSIN COTIER CONGOLAIS

II.0  Introduction

Les gaz naturels provenant des puits de pétrole sont généralement appelés « gaz associés ». Ces gaz peuvent exister séparément du pétrole dans la formation en tant que gaz libre ou peuvent être dissous dans le pétrole brut. Indépendamment de la source des gaz naturels, et une fois séparés du pétrole brut, ils existent couramment dans des mélanges avec d’autres hydrocarbures tels que l’éthane, le propane, le butane et les pentanes. En outre, les gaz naturels non traités contiennent de la vapeur d’eau, du sulfure d’hydrogène (H2S), du dioxyde de carbone (CO2), de l’azote (N2) ainsi que d’autres composants. Les gaz associés qui contiennent de telles impuretés ne peuvent pas être facilement transportés, et ne peuvent pas non plus être utilisés sans traitement. Car ils sont récupérés au cours du procédé de production de pétrole. (Clarke Energy, 2018)

 

 Le présent chapitre se charge de présenter les données générales liées aux gaz associés produits à l’extraction du brut du Bassin Côtier Congolais. Les données en question sont dans l’ordre : la génèse, la composition chimique, le traitement, les propriétés physiques et les usages.

 

II.1 Génèse

Tout comme le pétrole, le gaz évoqué dans cette étude est issu de l’histoire géologique de son bassin (Bassin Côtier) et sa formation est le dénouement d’une lente transformation sédimentaire. Donc,  la formation du gaz associé au brut congolais résulte d’une succession de stades bien particuliers. Ces stades sont dans l’ordre : l’accumulation de la matière organique, sa maturation en hydrocarbures et enfin son emprisonnement dans la roches réservoirs.

Bien que la genèse de cet hydrocarbure évoqué ici soit étroitement liée à l’historique géologique de son bassin mais son processus de formation ne diffère guère de processus de formation des majorités des hydrocarbures rencontres dans différents autres bassins dont d’une manière synthétique ; le processus en question peut être expliqué comme suit :

 A la mort des organismes vivants d’origine animaux et végétaux, les matières organiques, essentiellement composées de carbone (C), d’hydrogène (H), d’azote (N), et d’oxygène (O), sont habituellement détruites par d’autres organismes vivants (ex :bactéries). Les molécules d’hydrogène forment ainsi de l’eau (H2O) par combinaison avec l’oxygène et les molécules de carbone, du CO2. Seul une faible portion de reste de  ces organismes, environ 0.1% réussite à se déposer au fond de l’océan et se mélange à des matières (argile, sable). Protégé, dans le fonds océanique, il se forme du sédiment avec de petits sillets de matière organique inclus à l’intérieure. Ce sédiment formé avec de petits sillets de matière organique durci au fil des années pour devenir une roche mère. Pendant plusieurs millions d’années, d’autres sédiments se déposent sur cette roche mère. Sous le poids de couches successives la roche mère s’enfonce à quelques centaines mètres par millions d’années. En s’enfonçant, la température  et la pression augmente. Entre 2000m et 4000m de profondeur dans la zone de catagenèse (voir figure 4), ces augmentations de températures et de pressions conduisent à des réactions chimiques qui transforment les petits sillets de matière organique débarrassés d’eau et CO2, inclus à l’intérieur de la roche mère formée en kérogène, puis en hydrocarbures (gaz et pétrole). La roche mère ainsi formée est très peu perméable.

Figure 4: Diagramme de formation d’hydrocarbures (ENSPM Formation industriel-IFP, 2004)

 

 

Mais la pression est telle que, les molécules d’hydrocarbures (atteignent un certain seuil) qu’elle contient, plus légères que l’eau,  remontent vers la surface en se déplaçant dans les interstices et les porosités des roches qu’elles rencontrent (figure 5).

Figure 5: Migration primaire et secondaire des hydrocarbures (ENSPM Formation industriel-IFP, 2004)
 

 

 


si rien ne les arrête, les molécules les plus volatiles s’échapperont dans l’atmosphère, les molécules les plus lourdes s’oxydent sous forme de bitume près de la surface (cf. les sables bitumineux de Mavuma). En revanche, si elles rencontrent une couche imperméable avec une géométrie permettant  d’empêcher toute migration, les molécules s’accumulent sous cette couverture. La roches poreuse contenant les hydrocarbures, appelée roche réservoir où une partie de la phase gazeuse remonte au-dessus du pétrole et une autre partie se retrouve dissout en solution dans le pétrole tout en poussant vers le bas la nappe d’eau ; constitue l’accumulation considérée comme étant le gisement d’hydrocarbure (figure 6).

Figure 6: Coupe verticale d’un gisement d’hydrocarbures ( IFP, 2006)

 

II.2 Composition chimique

 Le gaz naturel est composé d’un mélange d’hydrocarbures gazeux, comprenant du méthane, mais aussi de l’éthane (C2H6), du propane(C3H8), du butane(C4H10) et du pentane (C5H12) ; connus sous le nom de gaz naturel liquide ou de condensation (gaz humide), et d’impuretés telles que le dioxyde de carbone(CO2), le sulfure d’hydrogène (H2S), l’eau et l’azote. La composition de gaz naturel peut varier fortement d’un gisement à l’autre. Dans certains gisements des gaz acides (CO2 et H2S), peuvent représenter une forte proportion du mélange gazeux, ce qui rend l’exploitation difficile et plus coûteuse. Le gaz naturel peut contenir une proportion important de condensant (gaz humide) du mélange (ATKearney, 2015).

Figure 7: Composition chimique de gaz (ATKearney, 2015)

 

 La composition du gaz produit à l’extraction du pétrole brut du Bassin Côtier est très complexe. Il varie d’un puits producteur de l’effluent à un autre, c'est-à-dire que le gaz provenant d’un puit, en dehors du méthane qui demeure le constituant prépondérant, peut être soit riche ou soit pauvre en éthane, propane, propane, butane… Eau, Azote, métaux et autres éléments en trace.

Mais quel que soit  cette complexité, la composition du gaz produit à l’extraction du pétrole brut du Bassin Côtier Congolais d’une manière générale se présente comme suit :

A la production :

·        Le CH4 représente 68% ;

·        Les autres gaz représentent 6% soit C2H6; C3H8, C4H10, C5H12 ; dans ces 6% sont répartis de la manière suivante : 1%C2H6; C3H8, C4H10, tandis que 5% pour C5H12 ;

·        Les 26% restant sont constitués des impuretés à savoir Eau, Azote, Soufre, dioxyde de carbone, l’hydrogène sulfuré, les métaux tels que le vanadium, le chrome et autres élément en trace.

Après traitement :

·        Le CH4 représente 72 à 75% ;

·        C4H10 et C5H12 représentent 18%

·        Les autres gaz et impuretés représentent 7 à 10%

 

Le tableau qui suit, donne la composition chimique du gaz associé au pétrole brut produit dans le Bassin Côtier Congolais après traitement avec le pourcentage de chaque constituant et leurs masses moléculaires respectives.

Tableau 1 : Composition du gaz en pourcentage de chaque constituant et leurs masses  moléculaires respectives 

 


Constituants

%

Yi

Masse moléculaire (Mwi)

Yi Mwi

C1

75

0.75

16

12

C2

3.5

0.035

30

1.05

C3

1.95

0.0195

44

0.858

i-C4

0.81

0.0081

58

0.4698

n-C4

1.05

0.0105

58

0.609

i-C5

6.77

0.0677

72

4.8744

n-C5

9.27

0.0927

72

6.6744

N2

0.19

0.0019

28

0.0532

CO2

1.36

0.0136

44

0.5984

Total

100

1.00

422

27.1872

 

 

ll.3 Traitement

Le traitement de gaz naturel est l’ensemble des opérations que l’on fait subir le gaz brut extrait du gisement afin de le rendre  conforme aux spécifications de vente requise par le client (Kampata, 2017).

Le gaz produit dans le Bassin Côtier de la République Démocratique du Congo est associé à des gisements de pétrole, saturés en gaz et présentant un gaz cap ou soit sous saturé et essentiellement en solution dans la phase liquide. A la sortie de puits, ce gaz brut est un mélange triphasique comprenant :

·        Une phase gazeuse ;

·        Une phase liquide hydrocarburée (le brut) ;

·        Une phase aqueuse (l’eau de formation).

Ces gaz brut peut également véhiculer des particules solides en suspension comme de sables provenant de la formation, des produits de corrosion, des  composants paraffiniques ou asphaltiques  ayant précipité. Ce brut ne peut être utilisé comme tel, car il est nécessaire de lui faire subir  un traitement pour le rendre conforme aux spécifications de l’utilisation. Ainsi  pour être utilisé, le gaz naturel doit :

·        Etre sec, c'est-à-dire ne contenir ni eau, ni hydrocarbure à l’état liquide ;

·        Etre débarrassé de ses composantes acides ou de ses corps toxiques ;

·        Avoir un pouvoir calorifique et une densité constante.

Ce traitement  peut comprendre plusieurs procédés à mettre en œuvre pour la mise aux spécifications du gaz. Le traitement du gaz associé au pétrole brut produit dans le Bassin Côtier Congolais dont nous faisons allusion dans cette section, s’effectue au moyen de l’ensemble des unités ou des appareils dont dispose une station collecte de l’effluent (tanks farms pour le cas de l’onshore et les plateformes pour le cas de l’offshore) et peut être répartie par des étapes suivantes :

1.   Etape de séparation

Le tout  premier traitement du gaz s’effectue au niveau de cette étape, dont Les séparateurs (réservoir cylindrique disposé soit en verticale, soit en horizontal) sont placés en tête  de la chaîne de traitement dont ils constituent les éléments essentiels. Ils reçoivent directement du manifold d’entrée la production amenée par les collectes.

Un séparateur est une capacité sous pression incorporée à un circuit où elle provoque un ralentissement de la vitesse d’écoulement de l’effluent.

A la faveur de cette tranquillisation les fluides déjà partiellement séparés en amont se ‘’ trient’’ par différence de densité. Les liquides s’accumulent dans le bas de la capacité où ils sont soutirés, les gaz le plus léger s’échappe par le haut. De plus, comme la pression dans l’enceinte est constante, un nouvelle équilibre diphasique s’établit et du gaz libre dans ces condition se dégage du liquide.

Le type de séparateur varie d’un tank farm à un autre. Au niveau de Liawenda tank farm (LWTF) et East Mibale tank farm (EMTF) on trouve un séparateur tri phasique tandis qu’au niveau de Kinkasi tank farm (KKTF), un séparateur bi-phasique. Mais quel que soit le type de séparateur, la fonction reste la même : la séparation des phases liquides et gazeuse

 On retrouve également d’autres unités de séparation dans ces tanks farms précités à savoir des suctions sep qui en face d’un mélange gazeux, facilitent la condensation  des particules gazeuses liquéfiables (GPL).

La figure 8 suivante, illustre le schéma principe d’un séparateur triphasique.

 

Figure 8 : Séparateur  tri phasique horizontal par cloisonnement de la chambre de rétention (L.Malhait, 1979) 

 

 


2.   Etape de la déshydratation

Après l’étape de la séparation, quelque soit son origine, les gaz naturel contient toujours de l’eau, qu’elle provienne directement du réservoir ou qu’elle soit introduite lors des différentes opérations de traitement comme la désacidification par example. La présence d’eau entraine différents problèmes pour les exploitants, suivant les conditions de température et de pression qui règnent dans une installation. La vapeur d’eau peut provoquer la formation d’hydrates, se solidifier ou se condenser et favoriser la corrosion ou entraîner des problèmes d’opérabilité. Pour éviter ces phénomènes, il est nécessaire de reduire la teneur en eau du gaz par une technique de déshydratation approprié.

La déshydratation du gaz associée au pétrole brut produit dans le Bassin Côtier Congolais, s’effectue au moyen d’un purificateur ou colonne de déshydratation (scrubber, close drain ou contracter) quel que soit tank farm ou plateforme. A la sortie de la colonne de déshydratation, une partie de gaz est brulé à la torche et une autre partie sert pour usage d’appoint. Deux techniques sont employées pour déshydrater ce gaz :

1)    Séchage par refroidissement ou compression au niveau de l’onshore.

Le gaz passe dans une série de trois scrubbers pour une déshydratation et après dans une série de trois étages de compression (BP, MP, et HP) où il ressort avec une pression élevée, filtrée puis acheminer dans un collecteur avant le dispatching. Du fait que la teneur en eau saturée du gaz baisse avec la montée de la pression ou la baisse de la température ; le gaz chaud saturé en eau peut être facilement séché par refroidissement direct ou par compression suivi d’un refroidissement. D’où la technique de séchage par refroidissement  ou compression utilisé actuellement pour déshydrater le gaz associé au pétrole brut au niveau de l’onshore

 

La figure 9  illustre le schéma montrant le traitement du gaz au niveau de KKTF

Figure 9: Schéma de traitement du gaz KKTF (Kibala, 2018) 

 

 

 


2)    Séchage par absorption au niveau de l’offshore.

Le séchage des gaz est assuré dans ce cas par lavage à contre-courant avec un solvant présentant une forte affinité pour l’eau. Ce solvant est glycol. Le gaz déshydraté sort en tête de la colonne, le glycol sort en fond, et régénéré par distillation et recyclé (figure 10).

 

Figure 10: Digramme de fonctionnement d’une unité LTS avec injection de Glycol
Dégazolinage à basse température avec inhibiteur d’hydrates (L. Malhait, 1979)

 

 

La station de glycol a comme pour fonction d’enlever ou de prévenir  la formation d’hydrates dans le gaz. La formation d’hydrates est due à une combinaison physique de l’eau et d’autres petites molécules de gaz, produisant un solide qui a une apparence semblable à la glace, mais de structure différente de celle-ci (Rojey, 1994). Il existe plusieurs types des inhibiteurs à employer afin de prévenir la formation des hydrates. Ces inhibiteurs agissent comme des antigels ; il s’agit des solvants miscibles en phase gazeuse, qui en modifiant la fugacité de l’eau, permettent d’abaisser la température de la formation des hydrates. Les alcools, plus particulièrement les glycols, sont des inhibiteurs employés pour prévenir la formation d’hydrates lors de la déshydratation du gaz naturel dans l’onshore du Bassin Côtier Congolais.

Les figures qui suivent, présentent le schéma principe d’un contacteur (colonne d’aspiration) avec refroidisseur en tête et illustre le traitement du gaz à Mibale compression plateforme.

 

Figure 11 : Schéma principe d’un contacteur avec refroidisseur en tête (Total, 2017)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Mibale production plateforme                              Mibale production plateforme                Antonio plateforme                                                                                                                        

Figure 12 : Schéma traitement gaz Mibale compression plateforme (Kibala, 2018)

 

 

 

 

 

 

II.4.  Propriétés physique

Les gaz se distinguent d’autres substances par leur faculté de  se comprimer et de s’étendre facilement avec changement de la pression et température ; c’est ce qui fait qu’ils n’ont pas de forme propre et épousent la forme du récipient. En outre, alors que les autres corps se dissolvent d’autant mieux que la température augmente, les gaz eux, se dissolvent quand la température baisse et se dégagent de la solution quand la température augmente (Kasongo, 2017).

 Du fait de ces  caractéristiques particulières, leurs propriétés physiques changent avec la pression, et la température et ce changement tiendra compte de la viscosité qui distingue le gaz idéal, non visqueux, du gaz réel, en l’occurrence le gaz naturel, qui lui est visqueux.

 

II.4.1. Densité

La densité du gaz se définit  comme étant le rapport de la masse moléculaire du gaz a celle de l’air.

Nous savons d’une manière générale que la densité correspond au rapport de la masse volumique d’un corps par apport à un corps pris comme étalon. Comme nous  invoquons le gaz naturel, nous calculerons cette densité de la manière suivante,

Sachant que :

   (1)

      (2)

      (3)

   (4)

(4) Dans  (2)

; (5)

Avec l’équation des gaz parfait ,   Tirons  Dans (5), on a :

 (7)

 

On sait que l’air étant composé globalement de 79% de N2  dont la masse moléculaire (MW) est de 28g/mol et 21% d’O2 dont la masse moléculaire (MW) est de 32g/mol, la masse moléculaire de l’air est dont : MW=28*0.79+32*0.21=28.84g/mol.

Comme l’air contient d’autres gaz, sa masse moléculaire est de 28.97g/mol. L’air étant un mélange et non un corps pur, cette masse moléculaire obtenue en additionnant ces composés au prorata de leur pourcentage  dans le mélange est dite (MWa),  attribuons la formule (7) à l’air , tout en remplaçant MWa par sa valeur, on a :

  (8),

(8) Dans (1) on a donc :

γ_g=MW/28.97  ;(9)

                                                                                                                  Est la formule pour calculer la densité du gaz.

Avec la composition chimique établie dans le tableau 1, la MW  du gaz associé vaut : 27.1872

D’où

γ_g=0.93846≃0.9 

 


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

II.4.2 Viscosité

La viscosité renseigne sur la résistance à l’écoulement, elle se détermine  par calcul ou abaque. L’utilisation de l’abaque (1) présenté en annexe, nous a été utile pour déterminer la viscosité du gaz  naturel associé au brut produit dans le Bassin Côtier Congolais. Pour cela, il a fallu disposer de la densité du gaz (), la pression initiale du gisement (pIG) et la température initiale du gisement(TG).

Puisque ce gaz est extrait dans plusieurs champs ; la détermination de la viscosité a fait intervenir alors la pression et la température du gisement respectif du champ dans lequel il est produit.

 

*     Détermination de la viscosité du gaz dans le champ Kikansi (Réservoirs turonien et cénomanien)

a)     Réservoir turonien

-        

-        

-        

. Viscosité du gaz après la lecture dans l’abaque (1)

b)    Réservoir cénomanien

-        

-        

-        

. Viscosité du gaz après la lecture dans l’abaque (1)

*     Détermination de la viscosité du gaz dans le champ Motoba (Réservoir Pinda supérieur)

-        

-        

-        

. Viscosité du gaz après la lecture dans l’abaque (1)

*     Détermination de la viscosité du gaz dans le champ GCO (Réservoir Pinda inférieur)

-        

-        

-        

. Viscosité du gaz après la lecture dans l’abaque (1)

 

*     Détermination de la viscosité du gaz dans le champ Libwa (Réservoir Pinda supérieur)

-        

-        

-        

. Viscosité du gaz après la lecture dans l’abaque (1)

 

ll.4.3 Pression et la température pseudo-critique

La pression critique et (pci) et la température critique (Tci) correspondent à des valeurs maximales de pression et de température pour lesquelles la distinction entre gaz et liquide peut être faite.

La pseudo-pression critique (ppc) et la pseudo-température critique (Tpc) d’un gaz naturel sont obtenues d’une manière générale en faisant respectivement la somme des pressions critiques et des températures critiques de composantes au prorata de leurs pourcentages molaires.

Puisque le gaz naturel, en dehors de ses composés hydrocarbures, contient certains impuretés ; il est donc très utile d’apporter une correction. D’où l’emploi de la formule d’Ahmed est nécessaire pour la correction des impuretés dans la détermination de la pseudo-pression et pseudo-température critique du gaz associé au pétrole brut produit dans le Bassin Côtier Congolais telles que :

 

 

 

 

 

 

 

 

II.4.4. Facteur de compressibilité

Le facteur de compressibilité ou facteur de déviation (Z) est une quantité adimensionnelle utilisée dans  la description de gaz réel. Il indique l’écart de comportement d’un gaz réel par rapport au comportement d’un gaz parfait et dépende de la composition du gaz, de la pression et de la température. Mathématiquement, il exprime le rapport entre le volume molaire d’un gaz réel par rapport au volume molaire d’un gaz parfait (Cossé1988)

Valeur de Z, ce fait expérimentalement au moyen de l’étude P,V,T, soit par calculs et abaques.

Pour déterminer le facteur de compressibilité du gaz associé produit à l’extraction  du pétrole brut du Bassin Côtier Congolais,  nous nous sommes servis  de l’abaque (2 : graphique de standing et Katz). Ce graphique permet a trouvé la valeur de Z en fonction de la  pseudo- pression réduite (ppr) et la pseudo-température réduite :

*     Déterminons le  facteur de compressibilité du gaz dans le champ Kinkasi (Réservoir du turonien et du cénomanien)

 

a)     Réservoir turonien

-        

-        

-        

-        

-         Après la lecture dans l’abaque (2),  p_pr  et T_pr on trouve Z≈1.1

-        

 

b)    Réservoir Cénomanien

-        

-        

-        

-        

-         Après la lecture dans l’abaque (2),  p_pr  et T_pr on trouve Z≈1.2

-        

*     Déterminons le facteur de compressibilité du gaz dans le champ Motoba (Réservoir Pinda supérieur)

-        

-        

-        

-        

-         Après la lecture dans l’abaque (2),  p_pr  et T_pr on trouve Z≈1.4

-        

 

*     Déterminons le  facteur de compressibilité du gaz dans le champ GCO (Réservoir Pinda inférieur)

-        

-        

-        

-        

-         Après la lecture dans l’abaque (2),  p_pr  et T_pr on trouve Z≈1.5

-        

 

*     Déterminons le facteur de compressibilité du gaz dans le champ Libwa (Réservoir Pinda supérieur)

-        

-        

-        

-        

-         Après la lecture dans l’abaque (2),  p_pr  et T_pr on trouve Z≈1.3

-        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

II.4.5 Masse spécifique d’un gaz

Comme le gaz est compressible, sa masse spécifique dépend de la pression et de la température auxquelles il est soumis. La masse spécifique d’un gaz naturel peut être déterminée à partir de la loi universelle de gaz (Kasongo, 2017):

Si on prend la masse moléculaire de l’air comme égal à 29 et R=10.732, la formule s’écrira comme suit :

*     Déterminons la masse spécifique du gaz naturel dans le champ de Kikansi (Réservoir turonien et cénomanien)

a)     Réservoir turonien

-         PG=1450 psi

-         TG=630°R

-         Z=1.1

-        

b)    Réservoir cénomanien

-         PG=1730 psi;

-         TG=640°R

-         Z=1.2

-        

*     Déterminons la masse spécifique du gaz naturel dans le champ Motoba (Réservoir Pinda supérieur)

-         PG=2900 psi;

-         TG=650°R

-         Z=

-        

*     Déterminons la masse spécifique du gaz naturel dans le champ GCO (Réservoir Pinda inférieur)

-         PG=4440 psi;

-         TG=660°R

-         Z=1.5

-        

*     Déterminons la masse spécifique du gaz naturel dans le champ Libwa (Réservoir pinda supérieur)

 

-         PG=2540psi;

-         TG=620°R

-         Z=1.3

-        

 

II.4.6 Compressibilité

La compressibilité quantifie l’aptitude d’un corps à se contracter sous l’effet de la pression. Le coefficient de compressibilité se définit par :

;    Or ont sait que  , si l’on tire le volume , et qu’on le remplace dans l’expression de compressibilité on aura :

 

avec , une fois remplacé dans l’expression mathématique de compressibilité précédent on aura :

c’est ainsi alors l’on définit la compressibilité du gaz par l’expression mathématique suivant : 

Le second terme du membre de droite est faible et tend vers zéro, le coefficient de compressibilité d’un gaz naturel est approximativement égal à l’inverse de la pression à laquelle il est soumis d’où ;

*     Déterminons la compressibilité du gaz dans le champ Kinkasi (Réservoir turonien et cénomanien)

a)     Réservoir Turonien

 

b)    Réservoir Cénomanien

 

*     Déterminons la compressibilité du gaz dans le champ Motoba (Réservoir  pinda supérieur)

 

*     Déterminons la compressibilité du gaz dans le champ GCO (Réservoir Pinda inférieur)

 

*     Déterminons la compressibilité du gaz dans le champ Libwa (Réservoir Pinda  supérieur)

 

 

 

 

II.4.7. Facteur volumique

Le rapport du volume occupé par une masse d’un gaz  dans le condition du réservoir au volume de la même masse de gaz dans les conditions standards est connu sous  l’expression mathématique suivante :

 

 

 

Dans les conditions standard, on a psc=14.67psi, Tsc=60°C et Zsc=1, en appliquant cella dans l’expression mathématique Bg, ce qui donne :

 

    

 Le facteur volumique de gaz est aussi l’inverse de l’expansion de gaz (E),

 

Déterminons à présent le facteur volumique du gaz associé au brut pétrole brut produit dans le Bassin Côtier Congolais :                                                                                                                                                                                                                          

*     Déterminons le facteur volumique du gaz dans le champ Kinkasi (Réservoir turonien et cénomanien)

 

a)     Réservoir du turonien

=0.00365 rcf/scf

            

 

b)    Réservoir du cénomanien

=0.00353 rcf/scf

               

 

*     Déterminons le facteur volumique du gaz dans le champ Motoba (Réservoir Pinda supérieur)

=0.00259 rcf/scf

         

*     Déterminons le facteur volumique du gaz dans le champ GCO (Réservoir Pinda inférieur)

=0.00193 rcf/scf

   

 

*     Déterminons le facteur volumique du gaz dans le champ Libwa (Réservoir Pinda supérieur)

=0.00232 rcf/scf

             

 

II.4.8  Facteur d’expansion de gaz

 Le facteur d’expansion de gaz est le rapport  de la quantité du gaz dans le condition standards par rapport à la quantité de gaz dans le condition du réservoir, dont l’expression mathématique est la suivante :

 

Après simplification de , on à :

 

 

Dans les conditions standards, et   , ceci implique donc

 

 ou  

 

Nous pouvons donc écrire l’équation d’expansion de gaz  de la manière suivante:

 

 

*     Déterminons le facteur volumique du gaz dans le champ Kinkasi (Réservoir turonien et cénomanien)

 

a)     Réservoir du turonien

                                                                                                                                                                       

b)    Réservoir du cénomanien

    

                                                                                                                                                                                                                                                                                          

         

*     Déterminons le facteur volumique du gaz dans le champ Motoba (Réservoir Pinda supérieur)   

       

  

 

*     Déterminons le facteur volumique du gaz dans le champ GCO (Réservoir Pinda inférieur)

 

                

     

*     Déterminons le facteur volumique du gaz dans le champ Libwa (Réservoir Pinda supérieur)

                 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

II.5 Réserves

Pour mieux présenter les réserves prouvées du gaz naturel associé produit à l’extraction du pétrole brut du Bassin Côtier Congolais telles qu’évaluées et disponibles présentement, nous commençons par présenter d’abord dans un tableau ; la quantité d’huile, la quantité de gaz, le RS, le oil RF… dans chaque champs et au niveau de chaque réservoir, respectivement sur concessions onshore et offshore telles que produits vers la fin de l’année 2016 et début de l’année 2017 (tableau 2 et 3)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Tableau 2 : Présentation de la quantité d’huile, du gaz, le RS et oil RF dans chaque champs et au niveau de chaque réservoir en onshore (Perenco-rep.2017).

 

 

Kinkasi

Liawenda

Tshiende

Nsianfumu

Muanda

Makelekese

Kifuku

MU-8

Total

Turonien

STOOIP (mmbls)

17.6

218.9

 

 

 

 

 

 

236.5

 

FGIIP     (Bscf)

167.3

 

 

 

 

 

 

 

167.3

 

Huile produite (mmbls)

0

22.38

 

 

 

 

 

 

22.38

 

Oil RF

0.0%

10.28%

 

 

 

 

 

 

10.28%

 

RS

245

245

 

 

 

 

 

 

 

 

Gas initial en solution (Bscf)

4.3

53.6

 

 

 

 

 

 

57.9

 

Gaz en solution produit (Bscf)

0.000

5.483

 

 

 

 

 

 

5.483

 

Gaz produit (Bscf)

1.096

15.7

 

 

 

 

 

 

16.796

Cenomanien

STOOIP (mmbls)

245.9

334.5

 

12.6

122.6

109.9

58.1

19.8

903.4

 

FGIIP     (Bscf)

33.1

368.3

 

5.0

5.0

3.0

 

3.0

417.4

 

Huile produite (mmbls)

19.1

10.54

 

0.04

3.58

3.20

0.10

0

36.56

 

Oil RF

7.8%

3.1%

 

0.3%

2.9%

2.9%

0.2%

0.0%

 

 

RS

260

260

 

258

258

258

258

258

 

 

Gas initial en solution (Bscf)

63.9

87

 

3.3

31.6

28.4

15.0

5.1

234.3

 

Gaz en solution produit (Bscf)

4.967

2.789

 

0.011

0.923

0.826

0.026

0.000

9.542

 

Gaz produit (Bscf)

46.27

86.381

 

0.013

5.812

4.134

0.585

 

143.199

albien

STOOIP (mmbls)

12.7

 

51.19

 

 

 

 

 

63.89

Vermelha

FGIIP     (Bscf)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Huile produite (mmbls)

0.42

 

25.10

 

 

 

 

 

25.52

 

Oil RF

3.30%

 

48.3%

 

 

 

 

 

 

 

RS

170

 

170

 

 

 

 

 

 

 

Gas initial en solution (Bscf)

2.2

 

8.8

 

 

 

 

 

11

 

Gaz en solution produit (Bscf)

0.071

 

4.267

 

 

 

 

 

4.338

 

Gaz produit (Bscf)

0.153

 

2.433

 

 

 

 

 

2.586

 

 

 

Tableau 3 : Présentation de la quantité d’huile, du gaz, le RS et oil RF dans chaque champs et au niveau de chaque réservoir en offshore (Mioc.2017)

 

 

Lukami

Moko

Motoba

Gco

Gco

(all)

Gco

Gco-S

Gco-W

Libwa

Tshala

Mibale

Misato

Mwambe

Total

Upper

STOOIP (mmbls)

362.0

 

125.0

144.0

 

 

 

 

408.0

 

393.0

90.0

 

1522.0

Pinda

FGIIP     (Bscf)

0.0

227.0

 

 

 

 

 

 

146.6

 

0.0

3.0

 

376.6

 

huille produite (mmbls)

3.48

 

10.1

0.78

 

 

 

 

15.59

 

132.92

0.02

 

162.9

 

Oil RF

1.0%

 

8.1%

0.5%

 

 

 

 

3.8%

 

33.8%

0.0%

 

 

 

RS

460

 

485

460

 

 

 

 

550

 

300

300

 

 

 

Gas initial en solution (Bscf)

166.5

 

60.6

66.2

 

 

 

 

224.4

 

117.9

27.0

 

662.6

 

Gaz en solution produit(Bscf)

1.605

 

4.918

0.36

 

 

 

 

8.576

 

39.875

0.006

 

55.3

 

Gaz produit (Bscf)

11.033

 

109.93

1.057

 

 

 

 

88.64

 

29.427

0.113

 

240.2

Lower

STOOIP (mmbls)

 

34.0

151.0

 

0.0

109.0

70.0

36.0

 

289.0

 

 

10.0

699.0

Pinda

FGIIP (Bscf)

 

0.0

0.0

 

236.0

61.0

81.0

83.0

 

0.0

 

 

 

461.0

 

huille produite(mmbls)

 

0.72

24.81

 

0.00

6.75

4.82

0.11

 

35.17

 

 

1.51

73.9

 

Oil RF

 

2.1%

16.4%

 

0.0%

6.2%

6.9%

0.3%

 

12.2%

 

 

15.1%

 

 

RS

 

460

460

 

460

460

460

460

 

200

 

 

300

 

 

Gaz initial en solution (Bscf)

 

15.6

69.5

 

0.0

50.1

32.2

16.6

 

57.8

 

 

3.0

244.8

 

Gaz en solution produit(Bscf)

 

0.333

11.413

 

0.000

3.103

2.218

0.050

 

7.034

 

 

0.452

24.6

 

Gaz produit (Bscf)

 

0.9444

47.646

 

 

53.86

34.228

6.525

 

15.252

 

 

0.849

159.3

Pre-salt

STOOIP (mmbls)

71.0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

71.0

 

FGIIP (Bscf)

0.0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0.0

 

huille produite (mmbls)

11.93%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11.9

 

Oil RF

16.8%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

RS

730

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Gaz initial en solution (Bscf)

51.8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

51.8

 

Gaz en solution produit(Bscf)

8.709

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8.7

 

Gaz produit (Bscf)

19.908

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

19.9

 

Partant de ces deux tableaux ci-hauts, nous pouvons illustrer deux autres tableaux respectivement pour l’onshore et pour l’offshore présentant la somme des quantités d’huile et de gaz produit dans chaque champ et au niveau de l’ensemble de réservoir (Tableaux  4 et 5).

 

Tableau 4 : Présentation de la somme des quantités d’huile et du gaz produit dans chaque champs et au niveau de l’ensemble de réservoirs. 

 

 

 


Kinkasi

Liawenda

Tshiende

Nsianfumu

Muanda

Makelekese

Kifuku

MU-8

Total  Rep

Total

 

STOOIP (mmbls)

 

276.2

553.4

 

 

51.19

 

12.6

 

122.6

 

109.9

 

58.1

 

19.8

 

1203.79

 

 

FGIIP     (Bscf)

 

200.4

 

368.3

 

 

 

5.0

 

5.0

 

3.0

 

 

 

3.0

 

584.7

 

 

Total gaz initial en solution(Bscf)

 

70.4

 

140.6

 

8.8

 

3.3

 

31.6

 

28.4

 

15.0

 

5.1

 

303.2

 

 

Total gaz initial (libre+solution) (Bscf)

 

270.8

 

508.9

 

8.8

 

8.3

 

36.6

 

31.4

 

15.00

 

8.1

 

887.9

 

 

Huile produite (mmbls)

 

19.52

 

32.92

 

25.10

 

0.04

 

3.58

 

3.20

 

0.1

 

0

 

84.46

 

 

Total gaz en solution produit(Bscf)

 

5.038

 

8.272

 

4.267

 

0.011

 

0.923

 

0.826

 

0.026

 

0

 

19.363

 

 

Gas produit (Bscf)

 

47.52

 

102.081

 

2.433

 

0.013

 

5.812

 

4.134

 

0.585

 

 

 

162.581

 

 

 

 

 

 

Tableau 5 : Présentation de la somme des quantités d’huile et de gaz produit dans chaque champs et au niveau de l’ensemble de réservoirs. 

 

 

 


Lukami

Moko

Motoba

Gco

Gco (all)

Gco

Gco-S

Gco-w

Libwa

Tshiala

Mibale

Misato

mwambé

Toal Mioc

Total

 

STOOIP (mmbls)

 

433.0

 

34.0

 

276.0

 

144.0

 

0.0

 

109.0

 

70.0

 

36.0

 

408.0

 

289.0

 

393.0

 

90.0

 

10.0

 

2292.0

 

 

FGIIP (Bscf)

 

0.0

 

0.0

 

227.0

 

 

236.0

 

61.0

 

81.0

 

83.0

 

146.6

 

0.0

 

0.0

 

3.0

 

 

 

837.6

 

 

Total gaz initial en solution(Bscf)

 

218.3

 

 

15.6

 

130.1

 

66.2

 

0.0

 

50.1

 

32.2

 

16.6

 

224.4

 

57.8

 

117.9

 

27.0

 

3.0

 

959.2

 

 

Total gaz initial (libre+solution) (Bscf)

 

 

218.3

 

 

15.6

 

 

357.1

 

 

66.2

 

 

236.0

 

 

111.1

 

 

113.20

 

 

99.6

 

 

371.0

 

 

57.8

 

 

117.9

 

 

30.0

 

 

3.0

 

 

1796.8

 

 

Huile produite (mmbls)

 

15.41

 

0.72

 

34.91

 

0.78

 

11.68

 

 

 

 

15.59

 

35.17

 

132.92

 

0.02

 

1.51

 

248.71

 

 

Total gaz en solution produit (Bscf)

 

10.314

 

0.333

 

16.331

 

0.36

 

5.4

 

 

 

8.576

 

7.034

 

39.875

 

0.006

 

0.452

 

88.652

 

 

Gaz produit(Bscf)

 

30.941

 

0.9444

 

157.58

 

1.057

 

94.608

 

 

 

88.64

 

15.252

 

29.427

 

0.113

 

0.849

 

419.4094

 

 

 

 

 

Les réservoirs de gaz associé au pétrole brut en onshore et offshore peuvent alors être présentés dans les tableaux 6 et 7

Tableau 6 : Les réservoirs de gaz naturel associé au pétrole brut en onshore 

 

 


Gaz en

solution

en place (Bcf)

Volume de

gaz cap (Bcf)

Total gaz initial

 (volume de gaz

 cap +gaz en solution)

 (Bcf)

Gaz total

produit fin

2016(Bscf)

GIP RF (Bcf)

 

Réserves de gaz (Bcf)

RF de réserves de gaz

Réserve  de gaz restant (Bcf)

Liawenda

140.6

368.3

508.9

102.081

20.06%

315.73

32.33%

213.33

Kinkasi

70.4

200.4

270.8

47.523

17.55%

165.01

28.80%

117.487

Tshiende

8.8

0.0

8.8

2.433

27.65%

3.97

61.28%

1.537

Nsianfumu

3.3

5.0

8.3

0.013

0.16%

4.16

0.31%

4.147

Muanda

31.6

5.0

36.6

5.812

15.88%

5.58

104.16%

0.232

Makelekese

28.4

3.0

31.4

4.134

13.16%

3.82

108.22%

0.314

Kifuku

15.00

0.0

15

0.585

3.90%

0.75

78.00%

0.165

MU-8

8.1

3.0

8.1

0.0

0.00%

2.66

0.00%

2.66

 

303.2

584.7

887.9

162.581

 

501.68

 

340.191

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tableau 7 : Les réservoirs de gaz naturel associé au pétrole brut en offshore (Mioc , 2017) 

 

 


Gaz en

Solution en

place (Bcf)

Volume de

 gaz cap (Bcf)

Total gaz initial

(volume de gaz cap+gaz en solution)

Gaz total produit fin 2016(Bscf)

GIP RF (Bcf)

Réserves

de gaz

(Bcf)

RF de

 Réserves

 de gaz (Bcf)

Réserves

de gaz restant (Bcf)

Gco –Lp

98.9

461

559.6

94.608

16.91%

383.635

24.66%

289.027

Libwa

224.4

146.6

371

88.64

23.89%

139.72

63.44%

51.08

Motoba-Up

60.6

227

287.6

109.932

38.22%

187.6625

58.58%

77.7305

Mibale

117.9

0

117.9

29.427

24.96%

47.16

62.40%

17.7333

Misato

27

3

30

0.113

0.38%

3.75

3.01%

3.637

Gco-Up

66.2

0

66.2

1.057

1.60%

3.312

31.91%

2.255

Moko

15.6

0

15.6

0.9444

6.05%

1.564

60.38%

0.6196

lukami-Up

166.5

0

166.5

11.033

6.63%

8.326

132.51%

2.707

Lukami-présalt

51.8

0

51.8

19.908

38.43%

2.5915

768.20%

17.3165

Tshila

57.8

0

57.8

15.252

26.39%

11.56

131.94%

3.692

Mwambe

3

0

3

0.849

28.30%

0.6

141.50%

0.249

Motoba

69.5

0

69.5

47.646

68.56%

13.892

342.97%

33.754

 

959.2

837.6

 

419.4094

 

803.773

 

499.8006

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ces réserves de gaz naturel associé au pétrole brut en onshore et en offshore, peuvent être réparties de la manière suivante (figure 13 et 14) 

 

 

 

 


Figure 13 : Répartition des réserves de gaz en onshore (Kibala, 2017) 

 

 

 


Figure 14: Répartition des réserves de gaz en offshore (Kibala, 2017) 



Ces réserves de gaz ont été évaluées en 2017. La grande quantité des réserves de gaz restant à produire au niveau de l’onshore se trouve concentré à plus de 50% au niveau de champ Liawenda. Le champ Kinkasi regorge environ 30%. Ces deux champs regorgent en eux seuls 90% de réserves de gaz restant à produire au niveau de l’onshore. Quant à l’offshore, la grande quantité de gaz restant à produire est concentrée à environ 50%  dans le champ Gco-Lp. Les champs Motoba-Up, Motoba Lp et Libwa représentent 30% des  ces réserves restant en offshore. Donc 80% des ces réserves des gaz restant à produire au niveau de l’offshore se trouvant concentré dans les champs Gco-Lp, Motoba-Up, Motoba-Lp et Libwa. Le total de réserves de gaz restant à produire à l’onshore comme à l-offshore est estimé à 839.9916 Bcf. Ce qui équivaut à 23785913275.7686m3 des réserves de gaz restant à produire dans le deux concessions.

 

II.6. Usages

La société opératrice en production dans le secteur des hydrocarbures en RDC, utilise une fine partie de ce gaz :

-         Pour le gaz lift : utilisation du gaz en circuit fermé pour activer les puits en production en allégeant la colonne liquide à soulever ;

-         Pour l’entrainement de machines tournantes (compresseur de gaz lift, pompe d’injection d’eau…) ;

-         Pour la génération électrique au power plant de Kinkasi pour ses opérations que ce soit en onshore et dans les installations offshore ;

-         Pour l’alimentation des générateurs de la SNEL et d’un certain nombre de villages du territoire.

 

En l’absence des unités pour le  stockage, le surplus de ce gaz est considéré comme déchet et brulé en torche au niveau des sections de séparation que ce soit au niveau des certains puits assistés qu’au niveau des stations collectés de l’effluent. Le fait de torcher ce gaz constitue un gaspillage  de ressources énergétique non renouvelables dans la mesure où la destruction en torche représente toujours des quantités énormes et constitue aussi une pollution de l’environnement car  par sa composition, ce gaz contient des composés hydrocarburés et des impuretés dont certains constituent de puissants Gaz à effet de serre.

 

 

 

 

II.7 conclusion partielle

Ce gaz dont nous venons  de présenter les données générales dans ce deuxième chapitre, possède une origine similaire à celle du pétrole. Et cette origine est étroitement liée à l’histoire géologique du Bassin Côtier Congolais. Sa composition chimique et ces propriétés physiques déterminées varient d’une part et d’autres part d’un puits producteur, d’un réservoir, et même d’un champ et dépendent des conditions thermodynamiques dont il est soumis. Sa dissociation du pétrole, s’effectue dans des stations collectées d’effluent : tanks  farms pour le cas de l’onshore et des plateformes pour les cas de l’offshore. Il est disponible à des quantités très considérables d’après les données de réserves prouvées dans l’onshore et dans l’offshore telles qu’évaluées en 2017. Mais à défaut des infrastructures pouvant conditionner la mise en œuvre de cette ressource fossile, la grande quantité, dès que produit à l’extraction du pétrole brut est brulé au niveau des torches des sections de séparation.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

CHAPITRE III  CYCLE MIXTE BRAYTON-HIRN AVEC RESURCHAUFFER

III.0 Introduction

Certains générateurs de puissance comme la centrale thermique à vapeur opèrent effectivement selon un cycle, c.-à-d que le fluide actif retourne à son état initial après avoir subi un ensemble de transformations. Par contre, les moteurs à combustion interne (moteurs volumétriques et turbines à gaz), le fluide actif quitte le dispositif dans un état différent (composition et/ou conditions de pression/température) de celui dans lequel il est entré.

 

Dans ce chapitre, il s’avère néanmoins intéressant de faire un rappel sur quelques principes thermodynamiques et d’analyser les performances de cycles idéalisés qui approximent le processus réel.

 

III.1  Rappel de quelque notion thermodynamique

III.1.1 La combustion

Les quantités de chaleur  nécessaires au fonctionnement du cycle sont obtenues par combustion d’hydrocarbures gazeux, c.-à-d par des réactions chimiques d’oxydation exothermiques (combustible+comburant produit de combustion). La combustion apparait sous forme d’une flamme constituée par le volume gazeux dans lequel s’effectuent les réactions chimique d’oxydation

Figure 15 : Schéma de la combustion théorique du méthane (Cegibat, 2007)

 

III.1.1.1 Types de combustion

a)   La combustion stœchiométrique ou la combustion théorique 

C’est la combustion des gaz donnée par 1m3(n) de gaz associé à un volume d’air égale à l’air stœchiométrique. Tout le carbone et tout l’hydrogène sont oxydés et tout l’oxygène de l’air comburant à été utilisé. (Le produits de combustion contiennent seulement : dioxyde de carbone, de la vapeur d’eau, de l’azote). Dans ce cas, le volume des produits de combustion est minimal ; il est égale au pouvoir fumigène (Cegibat, 2007).

Figure 16: Schéma de La combustion stœchiométrique (Cegibat, 2007)

 

b)  Combustion complète en excès d’air ;

C’est la combustion des gaz donnée par 1m3(n) de gaz associé à un volume d’air supérieur à l’air stœchiométrique. Pour chaque m3 de gaz, une partie de l’air associé, également à l’air stœchiométrique, sert à assurer l’oxydation complète carbone et de l’hydrogène. Le reste, l’air en excès, ne participe pas à la combustion et se trouve, intégralement, dans le produit de combustion (dioxyde de carbone, la vapeur d’eau, l’oxygène et l’azote).

Figure :17 Schéma de La combustion complète en excès d’air

 

c)   Combustion complète en défaut d’air ;

C’est la combustion des gaz donnée par 1m3(n) de gaz associé à un volume d’air inférieur à l’air stœchiométrique, les réactions d’oxydation étant menées à leur terme. On trouve dans les produits de combustion (Des imbrulés : monoxyde de carbone et l’hydrogène et, pour les défauts d’air importants, méthane et le carbone ; de l’azote ; dioxyde de carbone et de la vapeur d’eau).

Figure 18: Schéma de La combustion complète en défaut d’air (Cegibat, 2007)

 

 

d)  Combustion incomplète.

C’est la combustion des gaz donnée par 1m3(n) de gaz associé à un volume d’air quelconque et en raison de conditions défavorables, une partie du gaz ne participe pas à la combustion, celle-ci se caractérise par la présence simultanée d’oxygène et d’imbrulé dans les produits de combustion(Cegibat,2007). Voir schéma ci-dessous (Figure 19).

Figure 19: Schéma de La combustion incomplète (Cegibat, 2007)

 

 

III.1.1.2 les réactions de combustion

III.1.1.2.1 Équations chimiques de combustion

Durant la combustion, il se passe des réactions chimiques appelées réactions de combustion, comme toutes les réactions chimiques, se font sans variation de masse de chacun des éléments. Les équations chimiques qui décrivent ces réactions doivent donc satisfaire cette contrainte. À titre d’exemple, les réactions de combustion. Pour un hydrocarbure composé uniquement de carbone et d’hydrogène, de formule CxHy, la réaction de combustion s’écrit (Arnold Sommerfeld, 2004):

 

Le comburant utilisé est l’air, plutôt que l’oxygène pur. La composition de l’air est approximativement, en fractions molaires, 21% d’oxygène, 78% d’azote, et 1% d’argon. Ces deux dernières substances sont supposées inertes(En réalité, aux hautes températures atteintes dans les moteurs volumétriques, l’azote réagit avec l’oxygène pour former des oxydes d’azote, qui constituent une source de pollution.), et pour simplifier, on considère que l’air est composé de 21% d’oxygène et de 79% d’« azote atmosphérique » auquel on attribue une masse molaire fictive pour tenir compte de la présence d’argon. La réaction de combustion d’un hydrocarbure avec l’air devient donc

 

 

III.1.1.2.2 Air théorique

L’air théorique ou encore air strictement nécessaire, c’est la quantité minimale d’air nécessaire à la combustion complète d’un combustible.

Pour réaliser la combustion complète avec l’air théorique, il faudrait un mélange parfait. En pratique, pour assurer la combustion complète, il faut un certain excès d’air. Celui-ci est caractérisé par le coefficient d’air théorique donné par : 

 

 

Ou encore le coefficient d’excès d’air

 

 

Dans les moteurs volumétriques, on emploie également la richesse, inverse du coefficient d’air théorique. L’équation de combustion complète d’un hydrocarbure avec excès d’air devient

 

 

On utilise également pour caractériser le mélange de réactifs le rapport air-combustible, le plus souvent en termes massiques, et son inverse, le rapport combustible-air encore appelé dosage désigné par le symbole μ.

 

 

 

 

 

 

 

 

III.1.2  Énonce des Lois du gaz parfait

 

La thermodynamique, c’est l’interaction entre le phénomène thermique et phénomène mécanique, elle s’occupe de l’échange de toute forme d’énergie dans un système.

 

III.1.2.1 Système thermodynamique

 

Un système thermodynamique est toutes portions isolé de l’univers faisant objet d’études.

Ø  système isolé : système qui n’échange rien avec le milieu extérieur

Ø  système fermé : système qui n’échange pas de la matière avec le milieu extérieur, seul échange autorisé est la chaleur et le travail.

Ø  Système ouvert : système qui échange la matière, travail et l’énergie avec le milieu extérieur

 

un système est décrit par des variables thermodynamique :P,T,S,U ,V, 

 

III.1.2.2  Transformation thermodynamique

 

Une transformation thermodynamique est un passage d’un état à un autre état tel que (P1,V1,T1) vers (P2,V2,T2).

 

Ø  Transformation Isobarique, c’est une transformation à pression constante

Ø  Transformation Isochor, c’est une transformation à volume  constant

Ø  Transformation Adiabatique, transformation dont l’énergie reste constante

Ø  Etc….

 

 

a)   Variable extensives et intensives

 

Les variable extensives ce sont des variables qui s’additionnent (Ex : le volume, la force, la puissance, la longueur, la surface, la masse, le début, etc..) et les variables intensives sont celle qui ne s’additionnent pas (Ex : température, la pression, masse spécifique, enthalpie, volume massique)

 

Variables           Potentiel de Gibbs                           Représentation 
	T,V                       Energie interne(U)                                 U(T,V)
	T,P                       Enthalpie           (H)                                  H=H(T,P)⇒ H=U+PV
	T,V,n                    Energie libre de Helmboltz (F)           F=F(T,V,n) ⇒ F=U-Ts
	T,P,n                    Enthalpie libre de Gibbs       (G)          G=G(T,P,n) ⇒ G=H-Ts
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


III.1.2.3 Les Lois thermodynamique

 

a)   Lois de Boyle-Mariotte

 

La température d’une certaine masse de gaz donné est maintenue constante, la pression est inversement proportionnelle au volume.

 

 = Constante

 

b)  Loi de Charles

 

La pression d’une certaine masse de gaz est maintenu constante, le volume est proportionnel  à la température.

 

 Constante

 

c)   Lois de Gay-Lussac

 

Le volume d’une certaine masse de gaz donné est maintenue constant, la variation de la pression est  proportionnelle à la variation de la température.

 Constante

 

III.1.2.4 Principes thermodynamique

 

III.1.2.4.1 Principe Zéro

 

Le principe zéro de la thermodynamique stipule que si deux corps sont en équilibre thermique avec un troisième, alors tous les trois sont en équilibre l’un avec l’autre. Tout corps en équilibre thermique a la même température.

 

III.1.2.4.2  Premier principe

 

C’est le principe de conservation de l’énergie, il nie le mouvement perpétuel de la première espèce c.à.d sans énergie on peut rien faire. Ce système ne donne pas le sens dont se déroule le phénomène.