compressor

Traitement des bruts Séparation 1

Exploration & Production

Traitement des bruts Séparation

Manuel de Formation Volume 11

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(Edi 1)



SOMMAIRE

1

2

L'effluent

5

1.1 1.2

5 7

La séparation

12

2.1 2.2 2. 2

14

2.3 2.4 2. 4

3

4

5

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Ca C aractérisation Evolution de l'effluent

Généralités Proc Pr oces essu sus s d'évo d'évolu luti tion on des des hydro hydroca carb rbur ures es en exploitation Calcul des équilibres Infl In flue uenc nce e du du pro procé cédé dé de dé déten tente te su sur r la récupération d'huile

14 22 22

Dimensionnement des séparateurs

37

3.1 3.2

37 48

Dimensionnement d'un séparteur vertical Dimensionnement d'un séparteur horizontal

Les séparateurs

55

4.1 4.2 4.3 4.4 4. 4

55 60 62

Les différents types de séparateurs Considérations pratiques Equipements d'un séparateur horizontal Comp Co mpar arai aiso son n des des perf perfor orma manc nces es des différents types de séparateurs

63

Le moussage

64

5.1 5.2 5.3

64 65 66

Généralités Traitement des mousses Remarques importantes



Introduction

Un traitement consiste à séparer les principaux composants de l'effluent brut afin de permettre la livraison au client de produits conformes à des normes définies. Le fluide fluide en place dans un gisement est un mélange constitué d'hydrocarbures d' hydrocarbures liquides liquides et/ou gazeux gazeux et d' eau eau.. A l'origine, ce mélange est dans un état d'équilibre qui dépend de sa composition ainsi que des conditions de pression et de température t empérature existant dans la formation. L'exploitation détruit cet équilibre. Par le jeu des pertes de charge dans la roche magasin, dans le trou de sonde et dans les conduites de collecte, l'l'effluent effluent subit des décompressions successives jusqu'à son entrée dans le centre de traitement. Ces décompressions s'accompagnent aussi de baisses de température. En conséquence, des gaz se libèrent de l'huile, des hydrocarbures et de l'eau se condensent à partir du gaz. Le Centre de traitement traitement reçoit donc des bouchons alternés de gaz humide, d'eau libre et d'huile encore chargée de gaz dissous. Les densités densités des huiles brutes s'échelonnent entre 0.780 et 1.04 (50° à 6° API) et les viscosités viscosités entre 5 et 75 000 cp. L'extraction et les manipulations de l'huile brute provoquent parfois des émulsions et des mousses émulsions mousses.. Ces phénomènes particuliers nécessitent la mise en place d'équipements complémentaires sur le centre de traitement.

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1

L'effluent

C'est un mélange d'hydrocarbures et de non hydrocarbures provenant d'un gisement. L'effluent est caractérisé par sa composition et par des caractéristiques physico-chimiques. Celles-ci évoluent dans le temps, et sont très variables suivant les bruts. L'effluent d'une sonde en production est un mélange qui se présente le plus souvent sous forme diphasique : • Une phase liquide constituée par des hydrocarbures lourds, stables dans les conditions de traitement, des hydrocarbures légers vaporisables et de l'eau de gisement. • Une phase gazeuse formée de gaz incondensables et de vapeurs d'hydrocarbures légers.

1.1 Caractérisation Il est caractérisé : • Par sa composition en éléments hydrocarbures Cn H 2n+2 et de composés non hydrocarbures tels que : - H 2S - N2 - H2 - CO2 - Sel - Eau

en % molaire par exemple dans l'huile ; dans l'eau

- Sédiments

on note BSW =

Volume (eau + sédiments) Volume (huile + eau + sédiments)

• Par les caractéristiques suivantes : -

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densité, point d'écoulement, viscosité, tendance à l'émulsion avec l'eau.



Rappel • Densité Pour l'huile

densité =

Masse dans le vide d'un certain volume de produit à t Masse dans le vide d'un certain volume d'eau à t'

ainsi pour les exportations t = 15° C de produits t' = 4° C

on note densité

15°/4° C.

Masse volumique de l'eau dans le vide à 4° C = 999.972 kg/m3. Pour le gaz

densité =

Masse volumique du gaz Masse volumique de l'air

dans les mêmes conditions Pour l'air sec masse moléculaire

:

28.966 g/mol,

masse volumique

:

1.2929 g/l,

volume moléculaire

:

22.40 l/mol (0° - 1 bar).

• Point d'écoulement On refroidit le brut lentement et sans agitation. Le liquide finit par prendre en masse et ne s'écoule pas quand on maintient l'éprouvette horizontale. C'est le point de figeage. Si après solidification prolongée du produit, on le réchauffe, la température à laquelle il redevient fluide s'appelle le point d'écoulement. Ce point d'écoulement est supérieur de quelques degrés au point de figeage. En pratique, la mesure du point de figeage est effectuée et l'on prend : P écoulement = P figeage + 3° C (° C)

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Traitement des bruts Séparation Exploration & Production

• Viscosité La viscosité est une grandeur physique qui mesure la résistance interne à l'écoulement d'un fluide, résistance due au frottement des molécules qui glissent l'une contre l'autre. La viscosité dynamique (ou absolue)  s'exprime en poises ou centipoises. La viscosité cinématique est le rapport de la viscosité dynamique à la masse volumique mesurée à la même température. Elle s'exprime en stokes (système d'unité C.G.S.) ou en centistokes :  = cpo = g/cm.s   =  = g/cm3   = csto La mesure de la viscosité cinématique est effectuée par mesure du temps t d'écoulement du produit entre deux traits repères d'un tube capillaire calibré. Mais bien souvent, on se contente d'utiliser des viscosimètres empiriques (temps d'écoulement d'une quantité standard de produit à travers un orifice calibré) étalonnés. Nota : Les Allemands utilisent le viscosimètre ENGLER, les Anglais le REDWOOD, qui sont basés sur le même principe. La viscosité s'exprime en degrés ENGLER ou secondes REDWOOD. La tendance actuelle est d'exprimer la viscosité en centistockes . La viscosité est un critère important pour apprécier les qualités de pompabilité des produits et le type d'écoulement dans les canalisations.

1.2 Evolution de l'effluent La présence d'eau dans le gisement explique la présence d'eau plus ou moins importante dans l'effluent. En général, la teneur en eau augmente avec le temps. On obtient par exemple les courbes ci-après. Un traitement adapté à cet effluent peut évoluer dans le temps.

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6



Production liquide (106m3 /an)

An

BSW %

Production eau 6 3 (10 m /an)

Production huile (106m3 /an)

GOR

Production gaz 6 3 (10 m /an)

1

1.5

0

1.5

53

79.5

2

2.5

0

2.5

53

132.5

3

2.5

0

2.5

53

132.5

4

2.5

0

2.5

56

140.0

5

2.5

2

.05

2.45

68

166.6

6

2.25

3

.07

2.18

81

176.6

7

1.75

5

.09

1.66

120

199.2

8

1.75

7

.12

1.63

150

244.5

9

1.25

10

.12

1.13

175

197.7

10

1.25

15

.19

1.06

190

201.4

11

.75

22

.16

.59

200

118.0

12

.75

30

.22

.53

205

108.6

TOTAL

21.25

1.02

20.23

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1 897.1



Evolution d'un champ d'huile

Production 106 m3 / an 3

Huile

2

BSW

GOR

%

1

GOR

1

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2

30

300

20

200

10

100

BSW 3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

ans



Exemple : Caractéristiques de l 'effluent de ROSPO MARE - Composition : N2 CO2 H2S RHS C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7+ (C7+ : masse molaire masse spécifique

1,927 0,428 présence présence 1,583 0,774 1,037 0,726 2,641 2,288 3,839 10,021 74,736 544 1 006 kg/m3)

- GOR = 3 Sm3/m3 à 30° C et 1 bar a, - présence d'H2S et de mercaptans (environ 500 ppm d'H2S - 80 ppm RSH dosés sur le gaz séparateur), - masse spécifique huile stockage (15° C) = 987 kg/m3, - pression de bulle de l'effluent gisement = 11,8 bars (a) à 70° C, - viscosité de l'huile anhydre : 30° C 55° C 70° C

9 500 cst 980 cst 290 cst

- comportement newtonien sauf aux fortes teneurs en eau. • Autres caractéristiques de l'huile stockage : - point d'écoulement - teneur en soufre total % poids - teneur en paraffines % poids - point de fusion des paraffines ° C - teneur en asphaltènes % poids - teneur en carbonate Conradson % poids - teneur en cendres % poids - teneur en métaux ppm Nickel Vanadium MF011-F.PPT

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: : : : : : :

+3° C 6 à 6,5 1,1 38,5 15 20,5 0,09

: :

56 135



Eau de gisement -

masse spécifique teneur en sels (équivalent NaCL) pH teneur en Na+ teneur en Ca++ teneur en K+ teneur en Mg++ teneur en Cteneur en SO4- teneur en CO3H-

1 027 km/m3 à 15° C 42 g/l 7,2 13,4 g/l 2,5 g/l 0,4 g/l 0,36 g/l 25,1 g/l 1,2 g/l 0,4 g/l

H2S Des teneurs d'H2S dans le gaz plus élevées que ne l'indique la composition ci-dessus ont été mesurées sur RSMA à différents stades : - à pression atmosphérique : • gaz de flash à 22° C • circuit de torche à 80° C • stockeur à 50° C

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6 600 ppm 60 000 ppm 5 000 ppm.



2

La séparation

2.1 Généralités Quand on met en production un gisement d'hydrocarbures, liquides ou gazeux, on recueille non pas un seul produit homogène, mais plusieurs qui se séparent plus ou moins facilement. Dans les gisements de gaz on a généralement dans le réservoir un seul fluide homogène. Arrivé en surface, ce fluide est détendu et refroidi. Ces variations de pression et de température font apparaître différents constituants : • d'une part, la vapeur d'eau contenue dans le gaz se condense en partie : nous avons donc une phase eau-liquide ; • d'autre part, les hydrocarbures les plus lourds se condensent également : nous avons une deuxième phase liquide, la gasoline. Avec la phase gazeuse, nous avons donc trois constituants séparés. Comme ces produits ont des utilisations différentes, un problème important de la production consiste à les séparer aussi complètement que possible pour les acheminer chacun vers sa destination propre. Pour les puits à huile, le fluide produit peut être également homogène dans les conditions de fond, mais la détente de surface libère de l'huile une quantité variable de gaz. Suivant l'importance de la quantité de gaz ainsi produite, on peut envisager de l'utiliser, ou au contraire de le brûler sur torche. Mais de toute façon, l'huile doit être débarrassée de son gaz. Dans tous les cas, on voit que le problème consiste à séparer un effluent complexe en une phase gazeuse et une ou plusieurs phases liquides. Le rôle d'une unité de séparation est d'éliminer l'eau de gisement, de traiter l'huile pour qu'à pression atmosphérique il n'y ait pratiquement plus de dégagement gazeux, de libérer un gaz qui soit le plus sec possible.

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Pourquoi séparer : il y a à cela plusieurs raisons :

A - Raisons techniques Il est important de disposer d'un fluide huile ou gaz, qui dans les conditions de température et de pression des installations de stockage et de transport se maintienne en état monophasique. En effet, si la tension de vapeur de l'huile après traitement reste trop élevée, des bouchons de gaz apparaissent aussitôt. Ces bouchons de gaz perturbent l'équilibre des réservoirs de stockage, dérèglent les mesures, nuisent au rendement des pompes et créent dans les réseaux de pipe-lines des pertes de charge parasites, importantes et imprévisibles. Les inconvénients sont du même ordre dans les lignes de transport du gaz. L'apparition des condensats qui survient à la faveur d'une chute de pression ou de température, fausse les comptages, augmente les pertes de charge, et peut dans certaines conditions critiques provoquer le bouchage des conduites par formation d'hydrates.

B - Raisons économiques Une séparation bien menée peut augmenter dans des proportions non négligeables, le volume de la récupération liquide par piégeage des composants légers. Elle élève en même temps la valeur marchande du brut, car la valeur d'un brut augmente généralement avec sa densité API, c'est-à-dire, en sens inverse de son poids spécifique. En plus, l'élimination immédiate de l'eau économise des frais de transport et d'entretien inutiles.

C - Raisons de contrôle Le fait de pouvoir disposer de produits séparés facilite grandement le contrôle de production à l'échelon champ. Des contrôles quotidiens sont ainsi possibles sur place ; contrôles de GOR, d'index de productivité, de densité d'huile, de salinité, etc...

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12



2.2 Processus d'évolution des hydrocarbures en exploitation La figure 1 schématise le trajet suivi par l'effluent entre le gisement et le centre de traitement

Figure 1 PT

PD Sépar. Stockage

Exped.

PC

PG

PG

Gisement

PF PG PF PT PD PC

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: : : : :

Pression Pression Pression Pression Pression

gisement flowing fond tête de puits duse traitement



Cette même évolution peut être suivie sur un diagramme P - T représentatif du fluide gisement (Figure 2).

Figure 2 Diagramme de phase

P PG Liquide PF Pb 100 % Vapeur

PT

0% PD

PC 0

T

Dans les conditions de gisement, le fluide est monophasique liquide ou en équilibre à la pression de bulle PB. Lors de l'écoulement, le fluide se trouve dans le domaine diphasique et la teneur en gaz augmente avec la diminution de pression.

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Les processus L'évolution suivie sur la figure 2 peut se décrire à l'aide de trois processus : - processus éclair ou flash, - processus différentiel, - processus composite. Ces procédés mènent chaque fois d'un état (P1, V1, T1) à un état (P2, V2, T2) avec conservation ou non de la masse de produit au cours de la libération. La détermination des pressions optimales de séparation dans l'exploitation des hydrocarbures sur les champs de production, est une application des problèmes d'équilibre de phase de la thermodynamique.

2.2.1 Processus éclair ou flash A partir d'un état ou complexe monophasique (L) ou diphasique (L + V), un fluide subit un processus éclair lorsque sa composition globale reste constante entre l'état initial (P 1, V1, T1) et l'état final (P2, V2, T2) avec P1 > P 2. Dans ce processus, le résultat est indépendant du chemin suivi entre P1 et P 2. S'il évolue dans son domaine diphasique à composition et T constantes selon la seule variable P, on dit qu'il subit une libération éclair . Cette libération est réalisée dans un tubing lors de la remontée du fluide gisement (composition en tête de puits identique à celle au fond). Lorsqu'un complexe passe à composition totale constante des conditions P1 et T 1 (P 1 étant la pression de saturation à T 1) aux conditions P2 et T2 (P2 < P 1 et T 2 < T 1) on dit qu'il subit une séparation éclair . Il en est de même à chaque étage de séparation où l'effluent subit successivement une séparation éclair aux conditions de séparation.

G1

G2

L1

L2

P1

T1

(Entrée du séparateur)

P2

T2

(Séparateur)

Celle des phases huile ou gaz qui est reprise dans le séparateur suivant subit également une nouvelle séparation éclair. MF011-F.PPT

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2.2.2 Processus différentiel Considérons un complexe diphasique de composition totale donnée, on dit qu'il évolue selon un processus différentiel si sa composition totale varie par soutirage de tout ou partie de l'une de ses phases. On peut réaliser un processus différentiel à P et T constants. Si cette évolution est réalisée à température constante, le processus est appelé libération différentielle. Un tel processus a lieu dans le réservoir lors de la déplétion du gisement.

Gs G1

Gi

G2

L1

Li

L2

P1

T1

Pi

T1

P2

T2

Le produit Gs est soutiré. Les valeurs de Pi jouent sur le phénomène. La condition d'un processus différentiel est aussi réalisée dans les installations de surface, si l'on considère l'évolution de l'effluent dans l'ensemble des séparateurs, le bac de stockage étant compté comme un séparateur (atmosphérique).

2.2.3 Processus composite Le processus composite est comme son nom l'indique un ensemble de libération éclair et différentielle. Il est constitué par un ensemble de "manipulations élémentaires" effectuées sur le complexe initial, chaque manipulation étant définie comme suit : - le complexe de gisement est amené par libération différentielle (T constante) à la température du gisement T G, de sa pression de saturation initiale à une pression P. MF011-F.PPT

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Le complexe intermédiaire ainsi obtenu est réputé représenter l'effluent considéré au pied du puits lorsque la pression moyenne au gisement est P : - la libération différentielle arrêtée à la pression P est poursuivie par une série de séparations éclair représentant l'évolution de l'effluent dans les installations de surface jusqu'au stockage.

Libér. dif. (P, TG) Sép. éclair (P1, T1) Sép. éclair (P2, T2) Sép. éclair (Pa, Ta) (PG,TG)

Gisement

1er Sép.

2e Sép.

Stockage

Le schéma représentant les diverses évolutions est donné ci-dessous. Remarque : Le processus composite n'est pas un processus standard puisqu'il dépend du nombre de séparateurs installés et de leur condition de fonctionnement (P,T).

PG TG L

Opération Localisation

PF TG

P1 T1

P2 T2

G

G1

G2

Gs

L

L1

L2

Ls

Différentiel Gisement

Eclair

Eclair

Pa Ta

Eclair

Séparateurs + Stockage 2.2.4 Représentation Les figures 3 à 5 montrent l'évolution du fluide dans un diagramme P.T. d'un fluide réel. - Page 16 : Libération éclair. - Page 17 : Libération différentielle. - Page 18 : Libération composite.

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% 0 2 . 6 4 . 0 7 4 1 9 9 9

7 . 1 9

9 . 8 8

4 . 8 9

) C ° ( T

0 8

1 . 5 8

0 0 2

r i a l c é n o i t a r é b i L

0 5 1

G T

0 0 1

) s r a b ( n o i s s 0 e r 0 P 3

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e l l u b e d e b r u o C

0 5 2

% 9 . 8 8

0 0 2

0 5 1

0 0 1

1 0 P 5

0 5

0 0



% 0 0 1 t n e m e d n e R

z a g u d n o i t a n i m i l E

e l l e i t n e r é f f i d n o i t a r é b i L

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2 . 6 8

7 . 3 8

) C ° ( T

0 0 2

x u a s e n l o l i u t b a r o e f b r r u e o p C

0 5 1

G T

0 0 1

% 2 9

) s r a b ( n o i s s 0 e r 0 P 3 MF011-F.PPT

0 . 5 9 1 . 8 8

0 5

e s t l i n n u a e h d m e l e e s b a i r i g u t i o i n C 0 5 2

0 0 2

0 5 1

0 1 0 0 P 5 1

0 0



% 0 9 . . 0 1 0 9 8 8 1

z a g u d n o i t a n i m i l E

e t i s o p m o c n o i t a r é b i L

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) C ° ( T

0 0 2 s n o i t a r o f r e P

0 5 1

G T

s t i u p e d e t ê T

) s r a b ( n o i s s 0 e r 0 P 3

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t n e m e d n e R

7 . 7 . 6 4 8 8

0 0 1

0 5

s s n e o l l i t u a b r o e f r b r e u p o x C u a

e s t l i n n u a e h d m e l e e s b a i r i g u t i o i n C 0 5 2

n o i t a r a p é s e g a t é r e 1 % 0 9

0 0 2

0 5 1

0 1 0 P 1

0 5

0 0



2.3 Calcul des équilibres Les caractéristiques physiques (Volume, Pression, Température) chimiques (Compositions) ainsi que la proportion de chaque phase liquide et gazeuse dans un équilibre peuvent être déterminées par calcul. Pour mémoire citons : - la méthode des pressions de convergence, - la méthode des équations d'état (Peng Robinson, Soave Redlich Kong).

2.4 Influence du procédé de détente sur la récupération d'huile On a vu au § 2.2.3 que lors du cheminement du fluide entre le réservoir et le bac de stockage, l'effluent subit un processus composite, qui dépend donc du chemin suivi (donc du nombre d'étages de soutirage) de la pression et de la température de ces étages.

2.4.1 Comparaison entre les processus éclair et différenti el A partir d'une masse donnée de fluide à la pression de saturation (Pb) et à la température du gisement (TG) occupant un volume Vb effectuons un processus éclair et un processus différentiel jusqu'aux conditions standard (1b - 15° C) en suivant le trajet 1 2 3.

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Trajet 1

2 (libération à la température du gisement).

Le volume cumulé de gaz libéré va croissant (tandis que la quantité d'huile restante décroît). L'expérience et les mesures en laboratoire montrent que les quantités de gaz libérées sont plus importantes en libération éclair qu'en libération différentielle pour la même température finale. P

T = TG RS =

V gaz produit V huile à Pb

1

Pb

3

2

P2 Rs

T 15

TG

Eclair

Différent. P Pb De façon similaire, le volume de liquide obtenu est plus important en différentiel qu'en éclair. Le même phénomène se produirait à une autre température en particulier à la température ambiante. L'écart relatif des deux courbes dépend de la nature de l'huile : faible pour des huiles lourdes et plus important pour des huiles volatiles. MF011-F.PPT

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2.4.2 Application à la séparation sur champs Dans l'expérience précédente, on a supposé que la T était celle du gisement TG, mais l'effet du processus sur les quantités de gaz libérés et d'huile récupérée, serait le même à une autre T par exem ple à la T ambiante. • 1 seul étage de séparation Dans ce cas, le fluide subit une libération éclair.

G

G

L

L

Pi T1

Ps T1

On obtient ainsi la quantité minimale d'huile et maximale de gaz. • Plusieurs étapes de séparation Effluent

G

G

G

G

L

L

L

L

Séparateurs

Stockage

Dans chaque séparateur, l'effluent subit une libération éclair mais l'ensemble des séparateurs constitue une séparation différentielle. Le fluide subit dans ce cas une libération différentielle entre P1et Ps : à chaque étage, le gaz qui apparaît est soutiré, il y a donc une variation de la masse de produit. Le maximum de récupération serait obtenu pour un nombre infini d'étages de séparation à partir de la pression de saturation. En pratique, la pression de séparation du premier étage est imposée par la pression disponible en tête de puits, le nombre d'étages est un compromis à réaliser entre le coût des installations et le gain d'huile escompté. MF011-F.PPT

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Une règle du pouce permet d'afficher les pressions de fonctionnement des différents étages intermédiaires. Le rapport des pressions entre deux étages voisins est : n-1 R=

Pséparateur HP P stockage

avec n : nombre d'étages de séparation (y compris le bac de stockage).

Nombre d'étages et pressions de séparation

G.O.R faible < 20 m3 /m3

2 étages

1 Sep 1 Sto

3-7 bars abs 1 bar abs

50 < G.O.R moyen < 150 m3 /m3

3 étages

1 Sep H.P. 1 Sep B.P. 1 Sto

10-20 bars abs 2- 6 bars abs 1 bar abs

G.O.R fort > 200 m3 /m3

4 étages

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1 Sep H.P. 1 Sep M.P. 1 Sep B.P. 1 Sto

20-40 bars abs 5-15 bars abs 2- 5 bars abs 1 bar abs



2.4.3 Exemple d'application

Champ de PALANCA (ANGOLA) Les résultats sont exprimés en rendement de séparation, soit le rapport (en %) entre la masse finale d'huile de stockage et la masse d'hydrocarbures entrant dans le centre de traitement.

• Données Composition de l'effluent (% molaire). N2 CO2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7 + 1 C7 + 2 C7 + 3

0,26 0,85 42,65 10,76 7,68 1,18 3,23 1,22 1,68 2,90 5,85 4,17 17,51

Caractéristiques des fractions C7+1

masse molaire masse spécifique

105 758 Kg/m3

C7+2

+ masse molaire masse spécifique

132 782 Kg/m3

C7+3

masse molaire masse spécifique

242 865 Kg/m3

Conditions gisement Profondeur Pression gisement Température gisement

-2 626 m/rM 295,5 bars 145,8° C

Conditions tête de puits Pression maximale Pression minimale Température gisement

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192 bars 40 bars 120° C



• Optimisation

2 étages théoriques Séparateur

Pression : Températu turre :

25, 20, 15, 10 bars 105° C, C, 90 90° C, C, 75 75° C

Stockage

Pression atmosphérique.

Résultats page 28.

La pression optimale est de 19 bars et la température doit être minimale. Le rendement final est de 76,1 %. C'est donc la valeur du rapport entre la masse finale d'huile de stockage et la masse d'hydrocarbures entrant dans le centre de traitement.

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C ° 5 7

5 0 1

0 9

n o i t a r a p é s a l e d e g t t a n é e e m m è e 2 d n e r A C N A L A ) P % (

t n e m e d n 5 . e 6 R 7

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(Edi 1)

) s r a b 5 ( 2 n o i s s e r P 0 2

5 1

0 1

5

6 7

5 . 5 7

5 7

5 . 4 7

4 7

5 . 3 7

3 7

0 5 . 2 7



C ° 5 7

5 0 1

0 9

n o i t a r a p é s a l e d e g t t a n é e e m m è e 3 d n e r A C N A L A ) P % (

t n e m e d n 5 . e 7 R 7

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(Edi 1)

) s r a b 5 ( 1 n o i s s e r P 2 1

9

6

7 7

5 . 6 7

6 7

5 . 5 7

5 7

5 . 4 7

4 7

5 . 3 7

P B r u e t 3 a r a p é S n o i s s e r P 0 3 7



C ° 5 7

) s r a b ( 5 n 0 1 i o 5 s 1 s e r P

0 9

n o i t a r a p é s a l e d e g t t a n é e e m m è e 4 d n e r A C N A L ) A % ( P t n

e m e d n 5 . e 7 R 7

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(Edi 1)

2 1

9

6

7 7

5 . 6 7

6 7

5 . 5 7

5 7

P M r u e t r 3 a a p é S n o i s s e r P 0 5 . 4 7



) s r a b ( 5 n o 2 i s s e r P

n o i t a r a p é s a l e d t C n ° 7 e 5 : m T e d n e r A C N A L ) A % ( P t n

e m e d n 8 e 7 R

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0 2 s e g a t é 4

s e g a t é 3

5 1 s e g a t é 2

0 1

5

5 . 7 7

7 7

5 . 6 7

6 7

0 5 . 5 7



Choix du nombre d'étages Page 31. A été représentée l'évolution du rendement en fonction du nombre d'étages de séparation pour une T° de 75° C. On citera un gain important entre 2 et 3 étages, par contre le gain est faible entre 3 et 4, l'investissement pour un étage supplémentaire ne serait pas rentable.

2.4.4 Influence des pressions et températures de séparation La pression et la température ont également une influence sur le rendement de la séparation. La pression du premier étage doit donc être optimisée pour obtenir la meilleure récupération d'huile en fonction de données de déclin du champ. En règle générale, la diminution de température augmente la récupération (voir exemples ci-dessous).

La température de traitement devrait être : - faible : - moyenne : - haute :

meilleur rendement liquide, meilleure décantation eau, meilleur dégazage et traitement H2S.

D'où une cote mal taillée, ou bien des températures évoluant le long de la chaîne de traitement.

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Exemple n° 1 Influence des pressions et températures de séparation sur la production d'un champ

Exemple : ASHTART (Tunisie) influence du refroidissement en tête de puits. A partir de l'analyse du fluide gisement, on étudie la récupération d'huile dans deux cas : 1 Schéma normal

13 b 110° C

1b 85° C Huile produite 2 Schéma avec refroidissement en tête de puits

5b 40° C

1b 35° C Huile produite MF011-F.PPT

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Conclusions

Pour une même quantité de fluide gisement (100 Kg moles/jour), nous avons : - 12,306 m3/j huile sans refroidissement. - 13,403 m3/j huile avec refroidissement. soit 9 % de production supplémentaire.

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Exemple n° 2 Récupération de condensats sur gaz de torche

Exemple : BREME (Gabon) 1 Schéma normal

Torche T = 40° C P=4b

P=1b

Huile produite 2 Schéma avec récupération des condensats du gaz de torche

Torche T = 30° C P = 3.5 b T = 40° C P=4b

Condensats

P=1b

Huile produite MF011-F.PPT

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Conclusion

Liquide issu du 1er séparateur (m3/j)

Schéma normal

Schéma avec unité rec. condensats

12.155

12.155

Condensats issus unité (m3/j)

Production d'huile (m3/j)

0.495 (4 %)

11.892

12.199 (+307 m3/j)

La production d'huile a été améliorée de 2,6 % grâce à la réduction de T° et P sur le gaz torche.

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3

Dimensionnement des séparateurs

Introduction La base de toute installation de production de gaz ou de brut est bien évidemment le séparateur de champ, c'est-à-dire, l'appareil dans lequel s'effectuent les séparations entre les différentes phases liquides et gazeuses. Cependant, la complexité croissante des installations de champ et notamment celles en mer, liées au souci de maximiser les récupérations et d'optimiser l'ensemble des unités de production, font que ces installations comprennent d'autres appareils statiques de séparation, faisant intervenir eux aussi les séparations liquide-gaz. Le but de cet exposé sera donc de donner les principes et méthodes générales de dimensionnement, ainsi que des valeurs typiques pour un certain nombre de services. Il est à noter cependant que ces méthodes ne peuvent couvrir certains appareils plus ou moins brevetés (treater-heaters, séparateurs cycloniques,...), dont les méthodes de dimensionnement appartiennent à leurs constructeurs.

3.1 Dimensionnement d'un séparateur vertical Principe de calcul On calcule séparément les dimensions nécessaires pour assurer le débit gazeux et le débit liquide. A - Pour le débit gazeux, on limite la vitesse du gaz dans le séparateur de façon à ne pas avoir de gouttelettes de liquide entraînées par le gaz. La condition de non entraînement impose une section de passage au gaz minimum, donc le diamètre minimum requis. B - Pour le débit liquide, on doit s'assurer que celui-ci séjourne suffisamment dans le séparateur pour que le dégazage s'effectue complètement. On se fixe donc un temps de rétention suffisant (de 1 à plusieurs minutes), ce qui permet de déterminer le volume à offrir au liquide, donc finalement un diamètre et une longueur au séparateur.

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36



3.1.1 Calcul de la capacité en GAZ d'un séparateur vertical Conditions de non entraînement. On établira la relation exprimant la condition de non entraînement sur un séparateur vertical. Soit donc un séparateur vertical fonctionnant à la pression P et à la température T. Un calcul préliminaire de Flash permet de déterminer les quantités de gaz et de liquide et les caractéristiques des deux fluides (compositions, masses spécifiques). Soit v et l, les masses spécifiques du gaz et du liquide dans les conditions du séparateur, c'est-à-dire, à P et T. Considérons une gouttelette de liquide supposée sphérique de diamètre D en suspension dans le gaz. Elle est soumise à trois forces :

A - Son poids P : P = (volume gouttelette) x (masse spécifique liquide) x (accélération de la pesanteur). P =

D3

6

L.g

B - La poussée d'Archimède A : A = Poids du volume de gaz déplacé. A = (volume gouttelette) x (masse spéc. gas) x (accélaration de la pesanteur)..

A =

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D3

6

V.g



C - Une force "aérodynamique" R : exercée par le courant de gaz qui se déplace à une vitesse moyenne V. Cette force est de la forme.

R = k

D2

4

V2V

k étant une constante qui dépend entre autres de la forme de la gouttelette et des conditions d'écoulement du gaz. D2

4

Le "Maître couple" de la sphère.

v = La vitesse du gaz. v = La masse spécifique du gaz.

La résultante F des trois forces a pour valeur : F = P-A-R F = P - (A + R)

En effet, P est dirigé vers le bas, A et R vers le haut. Si la résultante F est dirigée vers le haut, la gouttelette sera entraînée par le gaz. Dans ce cas, A + R > P. Si la résultante F est dirigée vers le bas, la gouttelette tombera au fond du séparateur. Cas, A + R < P. A la limite, si F = 0, c'est-à-dire, que les forces A et R équilibrent le poids P, la gouttelette restera en suspension dans le courant gazeux. La condition F = 0, c'est-à-dire, P = A + R est la condition limite de non entraînement.

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Remplaçons P, A et R par leurs valeurs D3

D3

L.g =

6

6

on en tire = V2 =

V.g + k

2D.g . 3k

D2

4

L-V V

2g 3k

K est une constante égale à

d'où V = K

L-V V

D

V2.V

(D = diamètre de la particule)

Cette expression donne la vitesse maximum autorisée pour le gaz traversant un séparateur pour qu'une particule liquide de diamètre D ne soit pas entrainée. En pratique on se fixe comme dimension minima des particules à retenir : 20 microns. On admet donc un certain entraînement de particules de diamètre inférieur. La condition de non entraînement peut donc s'écrire : L-V V

V=K

V = vitesse limite du gaz.

• Débit maximum possible Qo V étant la vitesse maxi admise et S la section de passage affecté au gaz (pour un séparateur vertical : S=

D2

4

On a :

Q = SV =

D2

4

K

L-V V

(1) D : diamètre du séparateur

Q est le débit maxi possible mesuré à P et T. MF011-F.PPT

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Pour un débit Qo ramené aux conditions normales Po et To PQ = ZRT

Z : facteur de compressibilité. R : constante moléculaire du gaz.

PoQo = RTo Q Qo

=

Po P

Z

T To

Q = Qo Po Z T To To

Qo =

D2

4

d'où avec les équations (1) et (2) 2 = D K 4

K To Po

P ZT

L-V V

L-V V

Formule pratique pour un séparateur vertical Qo = 19.54 K P D2 ZT

L-V V

avec Qo = débit en 106 Nm3/j P = kg/cm2a bsolu T = °K=(°C + 273) L et V : masses spécifiques en gz/cm2 à P et T

D = diamètre intérieur du séparateur, en mètres K = Kv en m/s

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Calcul de K La formule généralement employée est celle de R.N. WATKINS "Sizing Séparators and Accumulators". Hydrocarbon Processing - Novembre 1967, Vol. 46, n° 11. Pour des ballons verticaux : WL Kv = f Wv

WL = débit liquide massique

V L

avec Wv = débit vapeur massique

Cette formule peut s'écrire en termes de (GOR) P.T. :

Kv = f

V L

1 (GOR)P.T.

voir abaque page 43

Section mini du séparateur QV S= Vmax. d'où Dmini = 2

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avec S = QV Vmax.

D2

4



6 4

2 0 . 1 8 6 4

2 1 . 0

L v P P . P . T

) 1 R O G ( = v L P P

8 6 4

2 1 0 . 0 8 3 8 1 . 0

2 2 1 . 0

1 9 0 . 0

1 6 0 . 0

3 4 8 0 1 . 2 0 0 . 0 . 0 0

v K MF011-F.PPT

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2 1 0 . 0

6 6 0 . 0 0 0 0 . 0

L v W W

g n i d o o l f f o % 5 8 t a s r o t a r a p e s d i u q i l r o p a v l a c i t r e v r o f r o t c a f y t i c o l e v r o p a v n g i s e D



Exemple de calcul de KV • GOR = 50 Z = 0,93 L(à P.T) = 800 kg/m 3

M = poids moléculaire = 30 à 0°C - 1013 mb. P = 20 bars. T = 50°C = 273°K

on calcule pour le gaz :

o =

30 kg/m3 22,4

Po = Too

d'où

1 GOR

P ZTV

d'où

L

V

=

1 50

V =

To P x 2T Po

Po = 24 kg/m3

800 = 0,115 24

La courbe page 43 donne Kv = 0,13 m/s

3.1.2 Calcul de la capacité en LIQUIDE d'un séparateur vertical Comme pour la capacité en gaz, nous raisonnerons sur le cas d'un séparateur vertical. On déterminera un temps de séjour suffisant pour l'huile dans le séparateur appelé temps de passage T. Si Q est le débit liquide, le volume à offrir au liquide dans le séparateur sera évidemment : V=Q T

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Pour un séparateur vertical de diamètre D, équipé d'une régulation de niveau placée à une hauteur h au-dessus du fond, le volume offert au liquide sera : V=

D2

4

h

Le débit maximum de liquide admissible sera donc Q=

D2

4

h T

D = diamètre de séparateur T étant le temps de passage dans le séparateur. Pour ce temps de passage, deux considérations : - temps de décantation, - temps de rétention, sont à prendre en compte dans ce calcul.

a) Temps de décantation C'est le temps nécessaire pour qu'une bulle de gaz traverse la couche liquide (séparation diphasique) ou que les gouttelettes d'huile ou d'eau traversent les couches d'eau et d'huile (mélanges triphasiques). Ceci suppose des interfaces bien marquées, c'est-à-dire, sans moussage et un temps de coalescence nul. Le dessin ci-dessous, représente schématiquement pour un séparateur, les différents trajets des gouttelettes dans les cas les plus défavorables à la décantation, c'est-à-dire : - bulle de gaz au fond, - gouttelettes d'huile au fond, - gouttelettes d'eau à l'interface huile/gaz. En pratique, cependant, ne sont calculées ou prises en compte que les décantations des gouttelettes d'eau et d'huile.

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Sortie

GAZ Alimentation

Goutte d'eau Sortie huile HUILE

EAU

Sortie eau

Bulle de gaz Goutte d'huile

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Calcul des vitesses de décantation La vitesse de chute V de la goutte liquide est calculée généralement d'après la formule de STOKES. g Do2 ( L - v) V= 18 c avec : V Do L v g c

: : : : : :

vitesse de décantation en centimètres/seconde diamètre de la gouttelette en centimètres masse spécifique de la gouttelette masse spécifique du gaz à P et T accélération de la pesanteur en cm/s2 viscosité du milieu continu en poises.

Il est à noter que la taille des particules dépend de nombreux facteurs et notamment de l'énergie de mélange, de la viscosité, de la tension interfaciale, d'agents tensio-actifs, sans qu'aucune loi, même empirique, ait pu être établie pour le diamètre des particules. Aussi emploie-t-on généralement les valeurs empiriques suivantes : Système

Diamètre des gouttes

eau brut ou naphta soude

0,12 mm 0,12 mm 0,15 mm

Pour la séparation huile-eau, CAMPBELL (p.134) propose la formule empirique suivante : m V= = 3.12 105 x c (L) hr

0,2

 w - o

avec V = vitesse de décantation, c L w o  MF011-F.PPT

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

m hr

= constante, fonction de la densité de l'huile et du pourcentage, en volume de l'eau dans l'huile lue sur un graphique. = hauteur de séparation, m = masse spécifique de l'eau = masse spécifique de l'huile = viscosité de l'huile en kg/ms.



b) Temps de rétention Il correspond à la valeur obtenue en prenant le volume mesuré entre le niveau moyen et le niveau bas, le niveau moyen étant, en général, situé au milieu du ballon. Il y a lieu en effet d'assurer un volume tampon minimal pour le traitement ultérieur des phases liquides. Cependant, ces temps ne sont, en général, pas à être rajoutés aux temps minimaux de décantation. Les valeurs des temps de rétention données pour quelques services types, sont des valeurs moyennes et doivent être corrigées par l'expérience si possible et notamment pour les slugs catchers, les séparateurs de tête de puits, les tendances au moussage... Voir exemple de rétention paragraphe 3.2.2. c) Exemple de calcul de capacité liquide En prenant pour exemple un séparateur vertical de 80 cm de diamètre, si on a un débit d'huile de 360 m3/j et si on fixe un temps de rétention de deux minutes, on obtient : 360 360 m /j = 24 x 60 3

3

m /mn =

 (0.8)

4x2

2

h

h

= 1 m hauteur de liquide.

3.2

Dimensionnement d'un séparateur horizontal

3.2.1 Capacité en gaz d'un séparateur horizontal On établit la condition de non entraînement comme pour un séparateur vertical. Toutefois, lorsqu'on fait le bilan des forces appliquées à une gouttelette, on constate que la force dite "aérodynamique" R est perpendiculaire aux forces P et A. La particule décrit une trajectoire dans le séparateur et on exprime la condition de non entraînement en écrivant que cette trajectoire atteint le niveau liquide à l'intérieur du séparateur. On doit donc prendre en compte la longueur L du séparateur. Par ailleurs, si on passe de la vitesse au débit, la section de passage du gaz à prendre en compte n'est plus la section totale du séparateur, mais une fraction de celle-ci puisqu'on doit déduire la surface occupée par le liquide. MF011-F.PPT

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Section de tranquilisation

Extracteur de brouillard

Gaz Liquides Chambre secondaire Chambre de décantation

Dans le ballon horizontal, toute la force gravitaire est appliquée à la gouttelette, tandis que dans le balon vertical, la force gravitaire doit être diminuée de l'effet d'entraînement vertical pour le gaz ; la décantation demande donc une longueur supplémentaire, d'ailleurs pas toujours disponible.

Séparateur horizontal Entraînement

Séparateur vertical Entraînement

Résultante Gravité

Résultante

Gravité

Le calcul montre également que si l'on ne prend pas de précautions à l'entrée du mélange (distributeur, entrée centrifuge…), il y a projection du liquide sur la paroi opposée et donc pulvérisation.

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Formule pratique du débit maximum possible de gaz dans un séparateur horizontal La formule pratique de capacité en débit gazeux maximum d'un séparateur horizontal que l'on peut adopter dans de nombreux cas est la suivante : Qo

= 3,643.103 K

à To

= 15° C

Qo P D L T  L v K

: : : : : : :

P zT

L v  v

D2 (1 -  ) L0.56

Po = 760 mm Hg.

en m3/jour (15° C/760 mm Hg) en bars diamètre en pouces (25.4 mm) en pieds (0,3 mètres) en °K (1° K = 1° C + 273) masses spécifiques en grammes/cm3 calculées à P et T Kv x 1.25 (K horizontal = K vertical x 1.25) Pour calcul KV voir page 44.

Valeurs de H étant la hauteur de liquide au-dessus du fond et D le diamètre du séparateur. H/D

0.5

0.45

0.40

0.35

0.30

0.25

0.20

0.15

0.10



0.5

0.436

0.373

0.312

0.252

0.195

0.142

0.09

0.05

Valeurs de L0.56 pour les dimensions usuelles

L ft L0.56

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5'

7' 6"

10'

15'

20'

2.173

3.091

3.631

4.556

5.353



3.3.2 Capacité en liquide d'un séparateur horizontal Le calcul est le même que pour un séparateur vertical. Si H est la hauteur de liquide au-dessus du fond, le volume offert au liquide est : V =

D2  L 4

 : ayant la signification et l'une des valeurs précédemment définie fonction

de H hauteur de liquide (voir tableau page 50). Si Q est le débit maximum et T le temps de passage on aura : Q=

D2



4

L T

à P et T° C

Comme pour les séparateurs verticaux, deux considérations à prendre pour T (voir paragraphe 3.1.2). • Temps de décantation • Temps de rétention. A - Temps de décantation Prenons par exemple la gouttelette huile dans la phase acqueuse

L

D

l Vh

h

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Eau

goutte huile

VEau

h

=

hauteur couche continue (eau)

vh

=

vitesse de décantation gouttelette huile (ascensionnelle)

veau =

vitesse de déplacement de la phase continue eau (horizontale)

l

=

longueur de décantation mini

t

=

temps de décantation.



Il s'agit donc de vérifier que la longueur du séparateur L est au moins égale à celle de la décantation minimale. Puisque : h vh

t

=

l

= t x Veau

Veau =

débit eau Section phase eau

=

Qeau S

On établit ainsi que : l

= Qe.h SVh

Donc si Qe, D et h sont fixés (et donc S), et si on calcule Vh, on obtiendra l qui est égale à la longueur minimale à donner au ballon pour avoir une décantation correcte de l'huile. NOTA : Comme les mêmes raisonnements et calculs peuvent s'appliquer aux gouttelettes de liquide qui tombent dans le gaz, on voit l'intérêt de demisters constitués de plaques parallèles qui permettent de réduire "h" et donc la longueur minimale "L". Calcul des vitesses de décantation La cinétique de décantation est régie par la loi de STOCKES : c'est la loi qui est généralement applicable :

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V

=

V Do e h c

: : : : :

g

:

g Do2 (e - h) 18  c vitesse de décantation centimètre/seconde ; diamètre de la gouttelette, en centimètres ; masse spécifique eau ; masse spécifique huile ; viscosité de la phase continue à travers laquelle les gouttelettes décantent, en Poises ; 981 cm/sec2.



B) Temps de rétention Même définition que pour les séparateurs verticaux (voir § 3.1.2.b.). Exemple de quelques temps de rétention (séparateurs verticaux horizontaux) Les valeurs données pour quelques services types sont des valeurs moyennes et doivent être corrigées par l'expérience si possible et notamment pour les slugs catchers, les séparateurs de tête de puits, les tendances au moussage...

Ballon séparateur huile/gaz Ce temps est très variable selon le brut, de 2' (horizontaux cylindriques) à 5' généralement mais jusqu'à 10 ou même 30 minutes sur bruts moussants sans antimousse ou particulièrement visqueux. FRICK (Petroleum Production Handbook p.11.31) donne des temps de rétention minimaux selon la pression, comme suit : • Temps de rétention 0 - 40 bars 40 - 74 bars au-dessus

: : :

1 minute 50 secondes 30 secondes.

Séparateur hydrocarbures/glycols La durée de rupture des émulsions dépend principalement de la température et à un moindre degré du rapport HC/glycols. Les valeurs citées dans la littérature sont de 2 à 4 minutes quand la température varie de 27° C à 4° C par exemple.

Ballon de reflux de colonne 15' pour l'alimentation d'un four ou 5' sur reflux ou 2' sur produit vers stockage. Seule est à prendre en considération la plus grande de ces valeurs.

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Ballon d'aspirations de compresseur (SCRUBBER) 10' de production maxi de condensat ou 5' de circulation d'huile pauvre pour un gaz venant d'un absorbeur.

Ballon de fuel gas Il doit pouvoir contenir le volume compris dans 10 m de tuyauterie d'alimentation (bouchon).

Ballon de blow down Son volume doit être au moins égal au volume correspondant à environ 5' du débit d'alimentation.

Ballon de vapeur Il doit contenir 5' - 10' du débit d'eau d'alimentation. Seule l'expérience permet de déterminer pour un effluent donné, le temps de rétention à adopter. On devra prendre en considération en particulier la différence de masse spécifique entre le liquide et le gaz. Si celle-ci est importante, un faible temps de rétention pourra être adopté. La pression et la température interviendront également. A basse température, les temps de rétention seront généralement importants. En règle générale, le temps de rétention minimum sera de l'ordre de 1 minute pour atteindre couramment 3 à 5 minutes. Des temps de rétention plus importants sont nécessaires dans les cas spéciaux.

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53


4

Les séparateurs

4.1 Les différents types de séparateurs

4.1.1 Séparateur vertical (p. 56) L'avantage principal de ce séparateur est qu'il peut accepter des bouchons liquides plus importants sans entraînement excessif dans le gaz. Vu la distance importante en général entre le niveau du liquide et la sortie du gaz, il y a moins tendance à la revaporisation. Il est, par contre, plus gros en diamètre pour une capacité en gaz donnée. Le séparateur vertical sera donc bien adapté pour des quantités importantes de liquide (GOR faible) ou au contraire quand il n'y a que du gaz (l'espace liquide minimal du ballon horizontal est trop important). Des exemples typiques d'application sont les scrubbers, ballons d'aspiration ou de refoulement de compresseurs, les ballons de gaz de chauffe, et certains séparateurs d'huile contenant des sédiments. Ils sont aussi utilisés pour les puits comportant des dépôts solides (facile à nettoyer).

4.1.2 Séparateur horizontal (p. 57) Très utilisés pour puits à GOR élevé. Très bonne surface d'échange. Ces séparateurs ont en général un diamètre plus petit que les verticaux pour une même quantité de gaz et présentent une interface plus large entre gaz et liquide. Dans les grandes capacités et, pour les fortes pressions, le séparateur est souvent dédoublé, le ballon inférieur recueillant le liquide qui décante dans le ballon supérieur ; ceci permet de limiter sensiblement les poids et encombrements de l'ensemble.(p. 58) Ils sont également plus faciles à monter sur skid. (p. 58)

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54



Séparateur vertical 2 phases

Soupape

Joint d'éclatement

Extracteur de brouillard Déflecteur 1 Manomètre

Entrée huile et gaz

2

Conduit de drainage

Chambre primaire

Cloison d'isolement

3

Trou d'homme Niveau visuel

1. corps du séparateur 2. sortie du gaz (point haut) 3. entrée des fluides

Sortie huile Chambre de décantation

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Purge Socle

Cheminement du gaz Cheminement du liquide

Effet centrifuge dans un séparateur vertical



Séparateur horizontal 2 phases

Section de tranquilisation

Extracteur de brouillard Chambre secondaire

Chambre primaire Diffuseur

Sortie gaz

Entrée gaz + liquides

Purge

Sortie huile

Chassis

Chambre de décantation

Cloison de séparation

Cloisons antivague

Anti Vortex

Gaz

Liquide

Diffuseur d'entrée

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n o e i s d s i u e q r i p l n e t i o u t a n h e l t a é t r n e o d z i r é i o t h c r a u p a e t c a r c a e p v é a S

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e é r t n E

z a g e i t r o S

e d i u q i l e i t r o S


4.1.3 Séparateur sphérique (p. 61) Peu courant réservé au puits à GOR très élevé (cas des puits à gaz + condensats). Ces séparateurs sont relativement bon marché et compacts, mais avec un temps de rétention liquide et une section de décantation assez limitée ; la marche en séparation triphasique est donc très difficile sinon impossible. Ils ont l'avantage d'être peu encombrants et très faciles à manipuler.

4.1.4 Séparateur "centrifuge" Nous désignerons sous ce terme les séparateurs utilisant la force centrifuge comme force principale de séparation et qui sont maintenant proposés par plusieurs fabricants. Les effets de la force centrifuge peuvent être classés pour la commodité de la présentation sous deux formes principales.

a) Effet tangentiel ou effet cyclonique (p. 62 - 63) Le fluide entre tangentiellement dans l'appareil, selon un axe perpendiculaire à celui par lequel il sort de l'appareil. L'exemple le plus simple est celui de la tubulure d'entrée tangentielle, horizontale d'un ballon vertical ; les particules projetées sur les parois du séparateur s'écoulent gravitairement ; pour ce type d'appareils, les fabricants utilisent le plus souvent des cylindres aux cônes percés et fenêtres orientés de manière à imprimer le mouvement cyclonique au fluide. D'autres utilisent une série de petits cyclones, du type de ceux utilisés pour le dépoussiérage.

b) Effet de vortex Le fluide entre dans l'axe du séparateur, et est mis en mouvement de rotation (vortex) par des ailettes situées à l'entrée ; le liquide est donc projeté sur les parois et est évacué par des fenêtres judicieusement calibrées. Ces tubes peuvent être utilisés seuls ou en parallèles. Le premier avantage de ce type de séparateurs est l'efficacité : de 99.9 à 99.99 % de toutes les gouttelettes d'une taille supérieure de 5 à 10 microns. MF011-F.PPT

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En général, cependant, la quantité de liquide à l'entrée ne doit pas dépasser 5 % du poids et des précautions spéciales, notamment des chambres primaires de décantation doivent être prévues s'il y a possibilité de bouchons. Le deuxième avantage est leur compacité particulièrement appréciée sur plate-forme. 4.2 Considérations pratiques Rapport longueur/diamètre Il est en général compris entre 2 et 6. En fait, ce rapport peut être influencé par des questions d'empattement, de pression (les fortes pressions favorisent les ballons longs). Pour les pressions modérées (jusqu'à 20 bars environ) le rapport est plutôt compris entre 2-3 et 4-5.

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Séparateur sphérique 2 phases

Entrée des fluides

Déflecteur

Scrubber

Régulation niveau

Sortie d'huile Sortie de gaz

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Séparateur à effet cyclonique

Sortie gaz

Entrée Gaz + Liquide

Sortie liquide

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Séparateur multicyclonique Sortie gaz

Multicyclones

Entrée gaz

Diffuseur Sortie liquide Niveau liquide Volume de rétention

Sortie liquide

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Drain secondaire



Eliminateurs de gouttelettes ("Demisters") Ils sont recommandés sur les services où il faut un entraînement minimum de gouttelettes, par exemple les aspirations des compresseurs, les livraisons de gaz commercial. Il en existe deux types principaux : tressés et à plaques. Tous deux utilisent l'effet d'agglomération, le second en plus l'effet de centrifugation, vu les changements de direction. Les principales caractéristiques en sont : - Diamètre des mailles - Epaisseur du matelas

: :

0.008 - 0.03 cm, 100 m à 150 mm.

D'après les fabricants, 98 à 99 % des particules de taille supérieure à 10 20 microns sont ainsi enlevées. Ces éliminateurs doivent cependant être utilisés avec prudence car ils peuvent facilement s'encrasser ou même se boucher, par exemple avec des sédiments, des paraffines, des produits de corrosion.

Pertes de charge La perte de charge à travers un ballon vide est négligeable et se réduit pratiquement aux pertes de charges dues aux tubulures d'entrée et de sortie. Celle due à un matelas éliminateur est, en général, de l'ordre de 25 mm de colonne d'eau.

Dispositifs d'alimentation et de soutirage Il y a lieu d'attacher un soin particulier à ces dispositifs car ils conditionnent en grande partie le bon fonctionnement de ces appareils, par leur type et leur emplacement. D'une manière générale, ils sont très variés, chaque fabricant ou engineering ayant ses propres standards.

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4.3 Equipements d'un séparateur horizontal La figure de la page 57 représente l'arrangement typique d'un ballon séparateur de champ, sur lequel on peut faire les commentaires suivants : - le diffuseur d'entrée a pour fonction essentielle d'absorber l'énergie cinétique du fluide entrant, ceci particulièrement sur les puits d'huile. Il peut être centrifuge dans les ballons verticaux. Le diffuseur assure également une première séparation liquide/gaz. - La section de tranquillisation est souvent constituée de plaques parallèles pouvant ou non être légèrement inclinées et destinées à assurer la coalescence des gouttelettes de liquide. - La chambre secondaire assure la plus grande partie de la séparation. - L'extracteur de brouillard qui assure la coalescence des plus petites gouttelettes de liquide entraînées, peut être de plusieurs types soit à tresses, soit à plaques très rapprochées. - La cloison de séparation a pour objet principal d'éviter le bypassage de la section de tranquillisation par le gaz, et également d'éviter la formation de vagues à la surface du liquide par le gaz. A noter que certains constructeurs noient partiellement la section de tranquillisation pour éviter le bypassage. - Les cloisons anti-vagues ont pour première fonction d'éviter la propagation des vagues à la surface du liquide ; elle sont donc particulièrement intéressantes pour des séparateurs de test montés sur engin flottant. A noter également que ces cloisons réduisent les longueurs de décantation des liquides. - Le dispositif anti vortex, casse le tourbillon généré par l'orifice tubulaire de sortie d'huile. - La garde liquide doit être suffisamment haute pour pouvoir compenser la perte de charge de l'extracteur de brouillard, sinon, il peut y avoir remontée liquide et réentraînement du liquide par le gaz. A noter que ces séparateurs sont, en général, montés sur skids complets avec leurs tuyauteries et instruments de réglage contrôle et sécurité.

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4.4 Comparaison des performances des différents types de séparateurs

Performances compatées des séparateurs horizontaux Verticaux et sphériques

Horizontaux

Verticaux

Sphérique

Efficacité de la séparation

1

2

3

Stabilisation des fluides séparés

1

2

3

Souplesse (production par bouchons)

1

2

3

Facilité de réglage (niveau)

2

1

3

Capacité à diamètre égal

1

2

3

Prix par unité de capacité

1

2

3

Aptitude à admettre les corps étrangers

3

1

2

Aptitude au traitement des mousses

1

2

3

Facilité de transport

1

3

2

Encombrement vertical

1

3

2

Encombrement horizontal

3

1

2

Facilité d'installation

2

3

1

Facilité d'inspection et d'entretien

1

3

2

(1) Le plus favorable

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(2) Intermédiaire

(3) Le moins favorable



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Le moussage

5.1 Généralités

Avec certaines huiles, quand on abaisse la pression, les bulles de gaz qui sortent de la solution ne peuvent se libérer. La viscosité et la tension superficielle de l'huile les en empêchant : le liquide mousse. • Un liquide pur ne mousse pas. • La présence d'un agent tensio-actif est nécessaire. • Les mousses sont instables et ont tendance à se recondenser plus ou moins vite en une phase liquide. • Une forte adsorption d'un surfactif (ou tensio-actif) par les parois des bulles, s'oppose à cette condensation. • Des expériences récentes ont confirmé que la mousse ne se présente pas comme une phase homogène à l'interface huilegaz du séparateur, mais que l'on passe progressivement de la phase (liquide à 100 %), à la phase vapeur (voir schéma). (p. 68)

Conséquences : 1) Le temps de résorption de la mousse réduit dans de très fortes proportions, la capacité des séparateurs. Le temps de rétention nécessaire est parfois décuplé. 2) Le moussage interdit toute mesure précise du liquide et du gaz. 3) Il peut provoquer des dégâts en aval du séparateur : - sur la ligne gaz par engorgement des scrubbers et torches, - sur la ligne huile par entraînement de gaz d'où cavitation possible de pompes.

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e s s u o e m g l a a s e s d u o é t i M s e n L e d l i f o r P

é 3 t i M s / n G e K D

e l i f o r p s s e l e m l i f a o o r f p l a m m a r o o F N

0 0 0 1

0 0 5

é r t i u s e n p e a 0 D v

l a m r e o d n i u u q a i e l v i N

m 5 , 4

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é t i t s u r n b e D


5.2 Traitement des mousses Plusieurs méthodes sont utilisées quelquefois conjointement.

5.2.1 La tranquillisation Le gaz se dégage de l'huile, si on lui laisse un temps de repos suffisant. Cette méthode qui conduit à surdimensionner les séparateurs, ou à les multiplier peut être appliquée si le moussage n'est pas très stable.

5.2.2 Le traitement chimique Certains produits chimiques agissent sur la tension superficielle de l'huile, évitant ou réduisant considérablement la formation de la mousse. Ils déplacent l'élément stabilisant de la mousse des parois de la bulle ou bien, ils font éclater les bulles localement. Le produit couramment utilisé est une résine synthétique, produit très visqueux, rarement utilisé à l'état pur, mais en solution. Il est donc très important d'en connaître le taux de dissolution. Attention : Après une certaine durée, tous les antimousses perdent leur efficacité. Il est donc indispensable d'injecter le produit assez près du séparateur à traiter.

5.2.3 Les DIXON PLATES (p. 70) Ce sont des tôles inclinées à 45° qui, en présentant une grande surface de contact à la mousse, améliorent l'efficacité du produit antimousse injecté en amont et permettent l'écoulement de la composante liquide créée vers le bas du séparateur. Sans antimousse, les DIXON PLATES sont peu efficaces.

5.2.4 Le lavage en bain chaud (p. 71) Le réchauffage accroît le volume des bulles, abaisse la viscosité et la tension superficielle de l'huile, donc favorise la libération du gaz. L'huile est diffusée dans un bain d'eau chaude salée. Ce procédé est ancien, mais efficace.

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Le Moussage

Section X-X

DIXON PLATES

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Traitement des mousses par chauffage en bain d'eau salée

Entrée PC (gaz) Gaz Extracteur de brouillard

Gaz

LC (eau)

Huile Huile LC (eau) Eau salée Chauffage

Brûleur

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Eau


5.3 Remarques importantes

• Sur les antimousses Le point d'injection est important. Il est nécessaire d'en essayer plusieurs pour abaisser le taux d'injection (le produit est très cher). Ne pas admettre systématiquement l'injection juste à l'entrée du séparateur. Il existe de nombreuses molécules de base. Il faut donc en essayer plusieurs (bottle test). Le schéma joint présente un modèle d'appareil de chantier pour tester les antimousses. (p. 74)

• Sur les moyens d'injection En cas d'arrêt de l'injection de l'antimousse. L'entraînement de brut "à la torche" est presque immédiat. Ainsi, pour pallier aux pannes de pompe, il est conseillé de doubler ces pompes, en injectant 10 ou 20 % de produit total de plus que le taux nécessaire (chaque pompe est réglée à 55 ou 60 % du taux prévu).

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Séparateur à gouttières pour le traitement des mousses

Gaz

Extracteur de brouillard

Diffuseur Entrée Plateaux inclinés

Huile

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compressor

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