LES ÉQUIPEMENTS L ES SÉPARATEU SÉPARA TEURS RS
MANUEL DE FORMATION FORMATION COURS EXP-PR-EQ080 Révision 0.1
Exploration et Production Les Équipements Les Séparateurs
LES ÉQUIPEMENTS LES SÉPARATEUR SÉPARA TEURS S SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .......... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............5 ...5 2. LES FONCTIONS D’UN SEPARATEUR .......... ...................... ........................ ....................... ....................... ........................ ................6 ....6 2.1. INTRODUCTION....................... INTRODUCTION................................... ........................ ....................... ....................... ........................ ....................... .....................6 ..........6 2.2. POURQUOI TRAITE-T-ON L’EFFLUENT?..................... L’EFFLUENT?................................. ....................... ....................... ...................7 .......7 2.3. DÉFINITIONS D’UN SÉPARATEUR.................. SÉPARATEUR............................. ....................... ....................... ....................... ...................10 .......10 2.4. LE PRODUIT FINI .......... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................11 ........11 2.4.1. Définition de la tension de vapeur (TVP) ........... ...................... ...................... ....................... ....................... .............14 ..14 2.4.2. Définition de la tension de vapeur REID (TVR ou RVP) .......... ..................... ..................... ..............14 ....14 2.4.3. Specifications en H 2S ........... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...................15 .......15 2.4.4. Teneur en eau et en sel........... sel ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ..............15 ...15 2.4.4.1. Transport............................ Transport....................................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ................15 .....15 2.4.4.2. Raffinage.......................... Raffinage..................................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... .................16 .....16 2.5. EXEMPLE DE SEPARATEUR ............ ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ............18 .18 2.6. EXERCICES ........... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............19 ....19 3. FONCTIONNEMENT DES SEPARATEURS........... SEPARATEURS ....................... ....................... ...................... ....................... ....................23 ........23 3.1. LES SECTIONS D’UN SÉPARATEUR. ........... ...................... ...................... ...................... ....................... ......................23 ..........23 3.1.1. La section de la séparation primaire ........... ...................... ...................... ...................... ...................... .....................24 ..........24 3.1.2. La section de la l a séparation secondaire ............ ....................... ....................... ....................... ....................... ..............24 ..24 3.1.3. La section de coalescence ........... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ......................25 ...........25 3.1.4. La section de collecte ........... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...................25 .......25 3.2. LES INTERNES D’UN SEPARATEUR..................... SEPARATEUR................................ ...................... ....................... ....................... .............26 ..26 3.3. EXERCICES ........... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............28 ....28 4. LES DIFFERENTS TYPES DE SEPARATEURS ........... ...................... ...................... ...................... ....................... ..............30 ..30 4.1. SÉPARATEUR VERTICAL ........... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ..................30 .......30 4.1.1. Séparateur vertical deux phases ........... ...................... ....................... ....................... ...................... ....................... ..............31 ..31 4.1.2. Séparateur Tri Phasique........... Phasique ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ..............33 ...33 4.2. SÉPARATEUR HORIZONTAL............ HORIZONTAL ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ............34 .34 4.2.1. Séparateur horizontal deux phases .......... ...................... ....................... ...................... ...................... ......................38 ...........38 4.2.2. Séparateur horizontal trois phases ........... ....................... ....................... ....................... ....................... .....................39 ..........39 4.2.3. Séparateur horizontal horizontal haute pression avec capacité de rétention liquide........ liquide .........42 .42 4.3. SEPARATEUR SPHERIQUE............ SPHERIQUE ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ..............44 ...44 4.4. SEPARATEUR A GOUTTIERES POUR LE TRAITEMENT DES MOUSSES.........45 4.5. RESERVOIRS DE DECANTATION ET WASH TANKS .......... ..................... ...................... .....................47 ..........47 4.5.1. Accessoires des Wash tanks tanks.......... ..................... ...................... ....................... ....................... ...................... .....................48 ..........48 4.6. FWKO (Free Water Knock Out)..................... Out)................................ ...................... ....................... ....................... ...................... .............50 ..50 4.7. SÉPARATEUR « CENTRIFUGE ».................... »................................ ....................... ....................... ....................... ...................51 ........51 4.7.1. Séparateur à effet Cyclonique ........... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ..................51 .......51 4.7.2. Séparateur à effet Vortex......................... Vortex.................................... ...................... ....................... ....................... ...................... ............54 .54 4.8. ÉLIMINATEURS DE GOUTTELETTES (« DEMISTERS ») ........... ...................... ...................... ..............54 ...54 4.9. LE SLUG CATCHER.............................. CATCHER.......................................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...................55 .......55 Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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4.10. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES ........... ..................... .............56 ...56 4.11. EXERCICES .......... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ..............57 ...57 5. REPRESENTATION ET DONNEES DES SEPARATEURS.................... SEPARATEURS.............................. ..................... ............63 .63 5.1. PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES (PCF / PFD)......................... PFD).................................... ..................63 .......63 5.2. PIPING & INSTRUMENTATION DIAGRAM (PID) .......... ..................... ....................... ....................... .................66 ......66 5.3. DATASHEET D’UN SÉPARATEUR........... SÉPARATEUR ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............68 ...68 5.3.1. Scrubber d’aspiration compresseur .......... ..................... ...................... ....................... ....................... ......................68 ...........68 5.3.2. Slug catcher............................ catcher....................................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... .................69 .....69 5.4. DIMENSIONNEMENT D’UN SEPARATEUR ........... ...................... ...................... ...................... ...................... ..............70 ...70 5.4.1. Exemple typique ........... ....................... ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ................70 .....70 5.4.2. Dimensionnement................ Dimensionnement........................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... .....................71 ..........71 5.4.2.1. Séparateur vertical .......... ..................... ....................... ....................... ...................... ...................... ....................... ...................71 .......71 5.4.2.2. Séparateur horizontal............ horizontal ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... .............73 ..73 5.5. EXERCICES ........... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............75 ....75 6. LES SEPARATEURS ET LE PROCESS........... PROCESS ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...............76 ....76 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE ........... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... .....................76 .........76 6.2. PROCESS ASSOCIES ........... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ............78 .78 6.3. EXERCICES ........... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............78 ....78 7. LES AUXILIAIRES................... AUXILIAIRES............................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... .................79 .....79 7.1. DISPOSITIFS DE CONTRÔLE DE NIVEAU .......... ..................... ....................... ....................... ...................... ...............79 ....79 7.2. DISPOSITIFS DE CONTRÔLE DE PRESSION........................... PRESSION....................................... ....................... ...............80 ....80 7.3. DISPOSITIFS DE CONTRÔLE DE TEMPERATURE ........... ...................... ...................... ...................... ............82 .82 7.4. VANNES ........... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ......................82 ..........82 7.5. DEBITMETRES......................... DEBITMETRES..................................... ....................... ...................... ....................... ....................... ....................... .....................83 .........83 7.6. EXERCICES ........... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............84 ....84 8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT .......... ..................... ....................... ....................... ...................... ...................... ..............85 ...85 8.1. NORMAL OPERATING..................... OPERATING................................ ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... .............85 ..85 8.1.1. Les paramètres de séparation .......... ..................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................85 ........85 8.1.2. Les contrôles à faire ou surveillance en marche........... marche ...................... ...................... ...................... ..............86 ...86 8.1.3. Positionnement des vannes en Marche normale ........... ...................... ...................... ....................... .............86 .86 8.1.3.1. Vannes de sécurité ........... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............86 ....86 8.1.3.2. Vannes de régulation ........... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... .............87 .87 8.2. SECU OPERATING ........... ....................... ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... .................88 ......88 8.2.1. Alarmes et sécurités ........... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ......................88 ...........88 8.2.2. Positionnement des vannes en Arrêt d’Urgence.......... d’Urgence ...................... ....................... ....................... ..............90 ..90 8.2.2.1. Vannes de sécurité ........... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............90 ....90 8.2.2.2. Vannes de régulation ........... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... .............90 .90 8.3. CAPACITES MAXI / MINI.............. MINI......................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ..................91 .......91 8.4. EXERCICES ........... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...............92 ....92 9. CONDUITE DES SEPARATEURS .......... ...................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... .............94 ..94 9.1. MISE EN SERVICE ET ARRÊT D’UN SÉPARATEUR ........... ...................... ...................... .....................94 ..........94 9.1.1. Mise en service d’un Séparateur ........... ...................... ....................... ....................... ...................... ....................... ..............94 ..94 9.1.2. Arrêt d’un séparateur ........... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... .....................95 ..........95 9.2. MISE A DISPOSITION.......... DISPOSITION ...................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ..............95 ...95 er 9.3. MAINTENANCE 1 DEGRE .......... ...................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ................96 .....96 10. TROUBLESHOOTING............... TROUBLESHOOTING.......................... ...................... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ..............97 ...97 10.1. SI ? POURQUOI ? ALORS ? ............ ....................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ............97 .97 Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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10.1.1. Procédure de diagnostique de pannes dans le cas d’entraînement de liquide vers la sortie liquide ........... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................98 .........98 10.1.2. Procédure de diagnostique de pannes dans le cas de l’impossibilité de maintenir un niveau de liquide constant...... constant................. ...................... ....................... ....................... ...................... ...................99 ........99 10.2. RETOUR D’EXPERIENCE....................... D’EXPERIENCE.................................. ....................... ....................... ....................... ....................... .............100 ..100 11. GLOSSAIRE ............ ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ..................101 ......101 12. SOMMAIRE DES FIGURES ............ ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... .................104 .....104 13. SOMMAIRE DES TABLES ............ ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...................106 .......106 14. CORRIGE DES EXERCICES ............ ....................... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ...............107 ....107
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1. OBJECTIFS
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2. LES FONCTIONS D’UN SEPARATEUR 2.1. INTRODUCTION
Figure 1 : Situation de la séparation dans un traitement d’huile
Le séparateur est un appareil utilisé pour dissocier le pétrole, les gaz et l’eau contenus dans l’effluent à sa sortie d’un puits de production par différence de densité. Dans le cas le plus général, le pétrole brut, en sortie de puits, est un mélange tri phasique comprenant : Une phase gazeuse Une phase liquide hydrocarburée (le brut proprement dit) Une phase aqueuse (l’eau de formation) Cet effluent peut également véhiculer des particules solides en suspension comme des sables provenant de la formation, des produits de corrosion, des composants paraffiniques ou asphaltiques ayant précipité. Figure 2 : Exemple d’un séparateur Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Ce brut effluent puits ne peut être commercialisé en l’état. Il est nécessaire de lui faire subir un traitement pour le rendre conforme aux spécifications de vente requise par le client. Ce traitement peut comprendre plusieurs procédés à mettre en œuvre pour la mise aux spécifications du brut.
2.2. POURQUOI TRAITE-T-ON L’EFFLUENT?
Figure 3 : Schéma général du traitement des effluents de puits
Pour des raisons sécurités o
H2S : Danger pour l’homme
o
Stabiliser : Limiter le dégazage et réduire les risques d’explosion.
Pour des raisons techniques : o
Produits stables (spécification de tension de vapeur à respecter ; pour cela on doit stabiliser le brut). Un produit stable signifiant qu’il n’évoluera pas dans le temps. Plutôt il sera stabilisé, plus faible sera son dégazage.
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o
o
Produits mesurables (c’est à dire qu’on peut le compter, sans eau, sans sédiments, sans gaz afin de connaître exactement les quantités vendues) Produits pom pables (il faut véhiculer le brut du terminal au pétrolier, et du pétrolier à la raffinerie) Produits non incrustants (c’est à dire que ces produits n’ont pas la propriété de recouvrir les corps des tuyaux, des citernes, d’une couche minérale (paraffines,…) par exemple dépôts de sulfates carbonates etc.…)
Pour des raisons commerciales : o
o
Produits anhydres (les clients ne veulent pas transporter de l’eau) Produits non corrosifs (protection du pétrolier, des raffineries et des clients : sels - H2S)
Pour assurer : o
o
Le transport en toute sécurité (ça veut dire limiter les dégazages dans les pétroliers avec les risques d’explosion qui peuvent en découler) La fournit ure régulière des hydrocarbures produits (bien traiter par exemple, les moussages, les émulsions pour éviter l’arrêt de la chaîne de traitement)
Pour rejeter dans le milieu environnant, sans pollution, les constituants sans valeur commerciale : Exemple: les eaux de production n’ont aucune valeur, donc rejetable (Si pas de
contrainte légale:réinjection), à condition de les traiter afin de préserver l’environnement.
La stabilisation permet de retirer le gaz mais aussi de retirer une partie de l’H2S. Cependant, ceci n’est parfois pas suffisant. Il faudra alors prévoir un adoucissement du gaz. Ce traitement fera l’objet d’un autre cours. Comme nous venons de le voir, la stabilisation du brut produit par un gisement consiste à satisfaire certaines spécifications, notamment en TVR (Tension Vapeur Reid) ou RVP (Reid Vapor Pressure) et une spécification en H2S si le brut en contient en quantité notable. La spécification de RVP (Reid Vapor Pressure) est liée à la teneur en gaz dissous dans le brut. Plus la teneur en gaz dissous augmente, plus la RVP du brut va croître. Pour satisfaire une RVP, il faut mettre en oeuvre un procédé qui va permettre, au moindre coût, de libérer le gaz dissous dans le brut sortie puits. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Le moyen le plus simple pour stabiliser un brut est de lui faire subir un certain nombre de séparations à des pressions décroissantes (séparation multi étagée) et de séparer le gaz obtenu à chacun des étages de séparation. Ce procédé ne peut s’envisager que sur des gisements éruptifs et dont la pression de tête de puits est supérieure à la pression atmosphérique. Cependant, les méthodes d’activation des puits, que ce soit par pompage ou bien par gaz lift permettent de remonter la pression en tête de puits et d’utiliser aussi ce procédé pour ce type de puits. Souvent cette simple séparation physique n’est pas suffisante. Il faut alors prévoir un traitement additionnel qui peut consister en un chauffage du brut pour améliorer le dégazage ; ce chauffage peut être accompagné d’une distillation (Souvent par Stripping H2S pour limiter les pertes en constituants « semi légers » ou « semi lourd » comme les C5, voire les C6 dans la phase gaz extraite du brut. Toutefois, il peut aussi s’avérer avoir besoin de refroidir le brut car celui-ci est trop chaud et peut donc occasionner des pertes. En ce qui concerne l’H2S, si elle s’avère nécessaire, la simple séparation multi étagée ne sera dans la majorité des cas pas suffisante. Un « stripping » du brut pourra être installé en plus de la séparation. Dans ce cours, nous nous intéresserons à ce procédé qu’est la séparation et tout particulièrement l’élément que l’on utilise pour ce traitement: le séparateur. Cet équipement est l’un des plus importants et souvent le plus utilisé. Dans les chapitres qui suivent nous apprendrons ce que fait un séparateur, de quoi il est constitué, et son fonctionnement. Vous apprendrez aussi qu’elles substances peuvent être séparées et pourquoi elles doivent l’être les unes des autres.
Figure 4 : Principe de la séparation
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2.3. DÉFINITIONS D’UN SÉPARATEUR Les séparateurs 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, sur lequel elle provoque un ralentissement de la vitesse d’écoulement de l’effluent. Un séparateur se présente comme un réservoir cylindrique disposé soit verticalement, soit horizontalement. Il existe aussi des séparateurs sphériques, mais ils sont d’un usage moins courant. Des piquages pourvus de vannes et des appareils de mesure permettent le contrôle du fonctionnement. Selon l’usage auquel on les destine, on distingue : Les séparateurs de détente utilisés pour le traitement des gaz à condensats. Les séparateurs gaz / huile. Les séparateurs d’eau libre. Les séparateurs de test Les scrubbers (ex : ballon de torche) Nous décrirons les différents types de séparateur dans un prochain chapitre.
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2.4. LE PRODUIT FINI Comme on a pu le voir précédemment, 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, et donc du séparateur, 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. La figure ci-dessous schématise le trajet suivi par l’effluent entre le gisement et le centre de traitement
Figure 5 : Trajet suivi par l’effluent entre le gisement et le centre de traitement
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Cette même évolution peut être suivie sur un diagramme P - T représentatif du fluide gisement (Figure 14). P PG
Liquide
PF
Pb 100 %
Vapeur
PT
0% PD
PC 0
T
Figure 6 : Diagramme P - T représentatif de l’évolution du fluide au cours de son trajet
Le fluide en place dans un gisement est un mélange constitué d’hydrocarbures liquides et/ou gazeux et d’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 existant dans la formation.
EFFLUENTS EN TETE DE PUITS
GAZ HUILE EAU SABLE ET VASE DE FORMATION ARGILE COLLOIDALE PRODUIT DE CORROSION PARAFFINES ASPHALTENES CRISTAUX MINERAUX NaCl CaCO3 BaSO4 SrSO4
Figure 7 : Composition effluent en tête de puits Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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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’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 reçoit donc, généralement, des bouchons alternés de gaz humide, d’eau libre et d’huile encore chargée de gaz dissous. Les densités des huiles brutes s’échelonnent entre 0.780 et 1.04 (50° à 6° API) et les viscosités entre 5 et 75 000 cP. L’extraction et les manipulations de l’huile brute provoquent parfois des émulsions et des moussages. Ces phénomènes particuliers nécessitent la mise en place d’équipements complémentaires sur le centre de traitement. Nous définirons ces termes ainsi que les équipements qui les concernent ultérieurement. Quelque soit le type d’huile brute à traiter, les spécifications du produit fini restent cependant, à peu près, les mêmes. C’est-à-dire : T.V.R. ou R.V.P.
5 à 12 PSI.A
H2S Méditerranée Moyen-Orient
30 - 40 ppm masse 70 - 80 ppm masse
Teneur en eau Départ Arrivée
0,1 % vol. 0,2 % vol.
Teneur en sel Départ Arrivée
40 - 60 mg/l équivalent NaCl < 100
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2.4.1. Définition de la tension d e vapeur (TVP) La tension de vapeur d’un brut ou « True Vapour Pressure » (TVP) aux conditions de stockage (pression atmosphérique et température ambiante) est difficile à mesurer rapidement : elle nécessite un matériel de laboratoire. Elle caractérise pourtant la qualité de stabilité du brut et donc son potentiel de dégazage. Une tension de vapeur trop élevée du brut provoquera donc des risques au niveau de son stockage et de son transport.
2.4.2. Définition de la tension de vapeur REID (TVR ou RVP) On a substitué à la TVP une grandeur facilement mesurable pour peu que l’on puisse avoir accès à une prise d’échantillons du brut, ce qui est toujours possible sur le site de production et même sur un bateau transporteur ou même en raffinerie. Cette grandeur est la tension de vapeur REID (TVR) ou REID Vapour Pressure (RVP). La RVP d’un pétrole brut est toujours mesurée à 100 deg F (37.8 °C) Figure 8 : Appareil de mesure de la RVP
L’appareil de mesure de la RVP comprend 2 chambres ; l’une (1/3 du volume total des 2 chambres) recevant le brut collecté à la prise d’échantillon ou est connecté l’appareil et l’autre (2/3 du volume total des 2 chambres) remplie d’air. Une fois l’opération de collecte effectuée, on ouvre le robinet qui permet de faire communiquer les 2 chambres entre elles ; on secoue fortement l’ensemble et on le place à une température de 100 °F. On lit alors la pression indiquée sur le manomètre connecté à l’appareil ; la pression lue est la RVP. La RVP est une pression effective et s’exprime ordinairement en PSI (« pounds per square inch » qui est l’unité de mesure de pression anglo-américaine) Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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La spécification en RVP d’un pétrole brut est fonction des conditions climatiques du site de production (pour le stockage du brut) et de la route suivie par le bateau transporteur (dans le cas d’un transport maritime) vers le marché consommateur. En général, la RVP se situe entre 7 et 10 psi.A.
2.4.3. Specificatio ns en H 2S Bien souvent l’effluent puits contient en plus on moins grande quantité un contaminant toxique : l’H2S. Ce constituant va migrer préférentiellement dans la phase gazeuse mais il reste une quantité non négligeable dans le brut dégazé. Une concentration en H2S dans l’air ambiant de 100 ppm (suite à un dégazage au niveau du Stockage lié par exemple à une élévation de température) et donc au-delà peut entraîner de très graves conséquences sur le personnel amené à travailler aux alentour de l’endroit où se trouve le brut. Rappelons aussi qu’en présence d’eau, l’H2S induit des problèmes de corrosion. (H2S + eau liquide : acide sulfurique) L’extraction de l’H2S du pétrole brut peut nécessiter la mise en œuvre d’un procédé dit « stripping ». En général, la concentration de l’H 2S du brut au stockage ne doit pas excéder 100 ppm poids.
2.4.4. Teneur en eau et en sel 2.4.4.1. Transport
Le brut traité sur champ est en général expédié vers des raffineries. Les moyens de transport classiques sont : Oléoduc Chemin de fer Transport fluvial Transport maritime (par Tanker)
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Oléoduc
Dans le cas d’un transport par oléoduc, la teneur en eau est beaucoup plus importante pour le transporteur que la teneur en sel. En effet, dans ce cas, l’eau est payée au prix du brut et surcharge inutilement la conduite de transport ; elle peut également induire des problèmes de corrosion, aggravé par la présence de sel. En conséquence, la teneur en eau d’un brut transporté par oléoduc ne devra généralement pas excéder 0.1% (vol). La teneur en sel (chlorure exprimé en NaCl) ne devra pas excéder 60 g/l. Autres m oyens de t ransport
Dans le cas de transport autre que celui par oléoduc, il n’existe pas véritablement de contrainte fixée par le transporteur. Parmi tous les moyens utilisés, c’est le transport maritime qui amène la contamination la plus importante par suite de l’utilisation de l’eau de mer comme moyen de ballast. Les statistiques montrent que la salinité additionnelle apportée par le transport maritime varie entre 8 et 37 mg/l et peut même atteindre 50 mg/l. 2.4.4.2. Raffinage
La teneur en sel du brut en raffinerie avant d’entrer dans le train de préchauffe vers la colonne de distillation (« topping ») doit descendre à une salinité de 5 à 10 mg/l pour se prémunir contre toute sorte d’ennuis tel que : Encrassement des échangeurs thermiques Corrosion des équipements Dégradation de la qualité des produits raffinés Avec un étage de dessalage tel qu’on le rencontre dans l’ensemble des raffineries européennes, le valeur de la salinité brut aval dessalage de 5 mg/l correspond à une salinité maximum du brut entrée raffinerie de 100 mg/l. On dira donc que la salinité maximum d’un brut livré à une raffinerie ne devra pas dépasser 100 à 110 mg/l et 0.2% d’eau. En conséquence, compte tenu da la pollution apportée par le transport maritime (dans la cas d’un transport par tanker), la salinité du brut sortie site ne devra pas dépasser 60mg/l et une teneur en eau inférieure à 0.1%. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Un meilleur contrôle des procédures de chargement, la généralisation du lavage des cuves de « tanker » au brut par exemple, devraient permettre de diminuer la pollution due au transport maritime et donc d’élargir un peu la spécification en sel des bruts sortie site de production ( jusqu’à 80 mg/l ). Après cette parenthèse sur l’explication des spécifications requises pour le produit fini, revenons à l’appareil que nous décrivions et principalement à l’importance qu’il a dans la partie process. Dans le tableau, nous voyons bien l’importance du séparateur, selon s’il y en a deux, un ou aucun, dans la qualité du produit final. (Notamment sur le ratio gaz / huile). Il ne faudra, cependant, pas en conclure que plus on installe de séparateur, plus on récupère de gaz.
Réservoir
Séparateur 1
Séparateur 2
Bac de stockage
GOR total Sm³/Sm³
Pression
b.eff.
245
-
-
0
-
Température
°C
127
-
-
15
-
GOR
Sm³/Sm³
-
-
-
234,1
234,1
Pression
b.eff.
245
22
-
0
-
Température
°C
127
22
-
15
-
GOR
Sm³/Sm³
-
159,8
-
34,9
194,7
Pression
b.eff.
245
69
14
0
-
Température
°C
127
54
40
15
-
GOR
Sm³/Sm³
-
115,5
52,5
24,3
192,3
Table 1: Essais de séparation d’un fluide réservoir
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2.5. EXEMPLE DE SEPARATEUR Lorsque l’on parle de séparateur, on a l’habitude de penser au(x) séparateur(s) de production situé(s) en amont de la chaîne de traitement. Il existe cependant différents types de séparateurs selon les fluides qui circulent dans ces ballons. Nous les détaillerons dans le chapitre qui suit.
Figure 9 : Vue d’un séparateur triphasique ( séparateur de test Girassol )
Les séparateurs de production sont « designés » à recevoir un débit continu provenant des puits. Ce type de capacité sépare les gaz, des liquides. Ce séparateur étant triphasique, il séparera en plus l’eau de l’huile.
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2.6. EXERCICES 1. Quels sont les trois éléments de l’effluent (sans parler des sédiments) qu’un séparateur triphasique dissocie ?
2. Le séparateur sépare les composants de l’effluent par différence de densité. Vrai Faux
3. Le pétrole brut n’a besoin d’aucun traitement pour être commercialisé. Vrai Faux
4. Donner deux raisons techniques pour lesquelles l’on doit traiter l’effluent ?
5. Donner une raison commerciale pour laquelle l’on doit traiter l’effluent ?
6. Donner une raison environnementale pour laquelle l’on doit traiter l’effluent ?
7. Que signifient les initiales R.V.P. ?
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8. La spécification de RVP (tension de vapeur) est liée à la teneur en gaz dissous dans le brut. Vrai Faux
9. Plus la teneur en gaz dissous diminue, plus la RVP du brut va croître. Vrai Faux
10. Sur des gisements éruptifs et dont la pression de tête de puits est supérieure à la pression atmosphérique, quel est le moyen le plus simple que l’on utilise pour stabiliser un brut ?
11. Compléter le schéma de principe de la séparation
12. Où sont situés les séparateurs sur la chaîne de traitement huile ? Au A
début
la fin
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13. Quels sont les deux types principaux de séparateur qui existent ?
14. En utilisant les définitions du schéma ci-dessous, retrouver l’emplacement des bonnes pressions.
15. Sur ce diagramme P – T représentant l’évolution du fluide au cours de son trajet (tracé rouge), retrouver l’emplacement des bonnes pressions.
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16. En général, la spécifications en RVP du produit fini se situe entre : _____________ et ____________ psi.
17. En général, la teneur en eau au départ de l’installation est de : _____________ % vol En général, la teneur en H2S au départ de l’installation se situe entre :
18.
Méditerranée :
_____________ et ____________ ppm masse
Moyen-Orient :
_____________ et ____________ ppm masse
19. En général, la teneur en sel au départ de l’installation est de : _____________ mg/l NaCl
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3. FONCTIONNEMENT DES SEPARATEURS 3.1. LES SECTIONS D’UN SÉPARATEUR.
Figure 10 : Vue des équipements d’un séparateur
Indépendamment de la forme, les séparateurs contiennent d’habitude quatre sections principales en plus des commandes et contrôles nécessaires : Section de la séparation primaire Section de la séparation secondaire Section de coalescence Section de collecte Les emplacement de ces sections, quelque soit le type de séparateur, sont figurés dans la vue ci-dessous. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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3.1.1. La section de la séparation primaire La section A est la séparation primaire.
Elle est utilisée pour séparer la partie principale de liquide libre du fluide d’entrée. Il contient le bec d’admission qui est généralement tangentiel, ou un déflecteur pour profiter des effets d’inertie de la force centrifuge ou d’un changement brusque de direction pour séparer la plus grande partie du liquide du gaz.
3.1.2. La section de la séparation s econdaire Le séparation secondaire ou la section de gravité, B, est conçu pour utiliser la pesanteur pour augmenter la séparation de gouttelettes entraînées. Dans cette section du séparateur le gaz se déplace à une vitesse relativement basse avec peu de turbulence.
Figure 11 : Les différentes sections sur un séparateur sphérique
Dans certains cas, des aubes directrices sont utilisées pour réduire la turbulence. Ces aubes agissent aussi comme des collecteurs de gouttelette et facilitent ainsi la séparation des gouttelettes et du gaz. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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3.1.3. La section de coalescence La section de coalescence, C , utilise un coalesceur ou un extracteur de brouillard qui peut consister en une série d’aubes (labyrinthe), un bloc de treillis métallique entremêlés ou encore des passages cycloniques.
Cette section enlève les très petites gouttelettes de liquide du gaz par la collision sur une surface où elles coalescent. Figure 12: Les différents sections sur un séparateur vertical
Un entraînement liquide typique sur un extracteur de brouillard est de moins de 0.013 ml par m3.
3.1.4. La section de collecte Le puisard ou l a section de collecte du liquide, D, agit comme le récepteur pour tous les liquides enlevés du gaz dans les sections primaires, secondaires et de coalescence.
Selon les exigences (conditions), la section liquide devra avoir un certain volume, pour le dégazage ou les arrivées de bouchon liquide. Figure 13 : Les différentes sections sur un séparateur horizontal
De plus un niveau liquide minimal sera nécessaire pour un fonctionnement correct. Le dégazage peut exiger un séparateur horizontal avec un niveau liquide peu profond tandis que la séparation d’émulsion peut exiger un niveau liquide plus important, des températures supérieures, et/ou le complément d’un surfactant.
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3.2. LES INTERNES D’UN SEPARATEUR Les internes les plus courants utilisés pour améliorer l’efficacité dans un séparateur sont : Le Déflecteur (Deflector or diverter plate) : Lorsque le fluide frappe la plaque, la vitesse ralentit et des gouttelettes liquides tombent au fond du séparateur et le gaz continue son chemin en faisant le tour de la plaque.
Figure 14 : Déflecteur d’entrée
Le Coalesceur (Demister pad / Coalescing pack) : Utilisé pour que les gouttelettes minuscules s’unissent dans de plus grandes gouttelettes. Appareil équipé d’un remplissage, - chicanes multiples, tricot métallique (Wire mesh), fibres diverses -, de façon à ce que des particules liquides puissent se rassembler en gouttelettes et se séparer de gaz ou de vapeurs ainsi que de liquides non miscibles. Figure 15 : Wire Mesh
Le Plateau de barrage ou déversoi r (Weir or Weir plate): Utilisé pour augmenter le temps de résidence du liquide puisque selon son positionnement il augmente le volume offert au liquide. Figure 16 : Plateau de barrage perforé
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Le Casseur de Vortex ou A nti-Vortex (Vortex breaker or anti-vortex): Installé pour empêcher la création de tourbillons dans le liquide, lesquels entraîneraient le gaz avec le liquide s’évacuant du séparateur. Figure 17 : Casseur de Vortex
Les Aubes di rectrices (Straightening vanes): Utilisées pour enlever les turbulences dans le courant du gaz après la séparation initiale du déflecteur d’entrée.
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3.3. EXERCICES 20. Compléter le schéma suivant :
21. Sur le schéma suivant, indiquer, par des lettres (A-B-C-D), les sections principales d’un séparateur horizontal.
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22. Sur le schéma suivant, indiquer, par des lettres (A-B-C-D), les sections principales d’un séparateur vertical.
23. Sur le schéma suivant, indiquer, par des lettres (A-B-C-D), les sections principales d’un séparateur sphérique.
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4. LES DIFFERENTS TYPES DE SEPARATEURS 4.1. SÉPARATEUR VERTICAL 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 l’entraînement de gouttes liquides. 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).
Figure 18 : Vue extérieure d’un séparateur vertical
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4.1.1. Séparateur vertical deux phases
Soupape
Joint d'éclatement Extracteur de brouillard
Action du déflecteur
Déflecteur 1 2
Manomètre
Entrée huile et gaz
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 flu ides
Sortie huile Chambre de décantation
Purge Socle
Cheminement du gaz Cheminement du liquide
Effet centrifuge dans un séparateur vertical
Figure 19 : Vue détaillée séparateur huile/gaz vertical 2 phases
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Un autre type de séparateur vertical est le scrubber gaz. Il est généralement installé à l’aspiration des compresseurs. Le nom de « scrubber » est un nom provenant des champ pétrolier. Cela signifie simplement que les hydrocarbures gazeux qui entrent dans le ballon sont “scrubbed” (nettoyés) des liquides (appelés généralement condensats) ayant été entraînés avec. Les gaz arrivant dans ce type de séparateur sont des « wet gas » (gaz humide).
Figure 20 : Exemple typique de Scrubber
Ils contiennent encore des liquides. Si ces liquides ne sont pas séparés et entrent dans le compresseur gaz, ils entraîneront alors beaucoup de dégâts sur le compresseur. Un scrubber utilise la gravité pour séparer les liquides. Le gaz entrant dans le séparateur est dévié vers le bas par un déflecteur placé sur la ligne d’entrée du ballon. Ce changement de direction réduit la vitesse du gaz et permet ainsi aux gouttelettes de liquide de tomber en bas du séparateur. Dans le scrubber, la sortie liquide possède un « anti-vortex ». Ceci étant installé pour empêcher le gaz de quitter le séparateur avec les liquides. Tout liquide entraîné vers le haut du séparateur sera séparé par un extracteur de brouillard positionné proche du sommet de la capacité. Figure 21 : Vue détaillée d’un scrubber
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4.1.2. Séparateur Tri Phasique En ce qui concerne le séparateur vertical tri phasique les équipements internes sont à peu de choses près les mêmes. On rajoute simplement une sortie eau et un régulateur de niveau. Sortie gaz
Extracteur de brouillard
Aliment ation Gaz
Contrôleur de niveau d'huile
Huile
Contrôleur de niveau d'eau
Huile Eau
Eau
Figure 22 : Vue détaillée d’un séparateur tri phasique
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4.2. SÉPARATEUR HORIZONTAL HORIZONTAL Ils sont très utilisés pour les puits à GOR élevé car ils ont une très bonne surface d’échange. Ces séparateurs sont en général d’un diamètre plus petit que les séparateurs verticaux pour une même quantité de gaz et présentent une interface plus large entre gaz et liquide. Ils sont plus faciles à monter sur skid. La figure suivante représente l’arrangement typique d’un ballon séparateur de champ, sur lequel on peut faire les commentaires suivants : Section de Section tranquilisation
Extracteur Extra cteur de br ouillard Chambre secondaire
Chambre primaire Diffuseur Entrée gaz + liquides
Purge Chassis
Chambre de décantation
Cloison de séparation
Cloisons antivague
Antiti Vor tex An
Figure 23 : Vue détaillée d’un séparateur horizontal diphasique
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Le diffuseur d’ entrée 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. Gaz Figure 24 : Diffuseur d’entrée
Figure 25 : Vue procédé d’un diffuseur d’entrée d’un séparateur
Diffu iffuseur seur d'entré d'entrée e La section 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 L’extracteur de brou illard qui assure la coalescence des plus petites gouttelettes de liquide entraînées, peut être de plusieurs types soit à tresses (« wire-mesh »), soit à plaques très rapprochées.
Figure 26 : Extracteur de brouillard
Figure 27 : Vue d'un "Wire Mesh"
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La cloison de séparation séparation a pour objet principal d’éviter le by-passage 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 by-passage. Les cloi sons anti-vagues anti-vagues ont pour première fonction d’éviter la propagation des vagues situées à l’interface liquide/vapeur l iquide/vapeur dans le séparateur. De plus, elles sont particulièrement intéressantes pour des séparateurs de test montés sur engin flottant.
A noter également que ces cloisons réduisent les longueurs de décantation des liquides. Dans le schéma cicontre, on peut voir l’intérêt de ces cloisons anti-vagues.
Figure 28 : Vue des "intenal baffles" sur un séparateur horizontal
Ces plateaux peuvent être perforés. Ils apportent ainsi une stabilité encore meilleure comme on peut le voir sur les schémas cidessous.
Figure 29 : Vue d’un plateau perforé
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Figure 30 : Schéma montrant l'intérêt des plaques perforées
Le disposi tif anti vortex , casse le tourbillon généré par l’orifice tubulaire de sortie d’huile.
Figure 31 : Vue d'un dispositif anti-vortex
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La garde liquid e doit être suffisamment haute pour pouvoir compenser la perte de charge de l’extracteur de brouillard, sinon, il peut y avoir remontée liquide et ré entraînement du liquide par le gaz. Le Sand Jet : Pour permettre l’élimination du sable accumulé avec les liquides on utilise ce type d’interne placé au fond du séparateur. L’eau ou les produits chimiques sont envoyés sous pression à travers cet équipement. Le sand jetting est souvent utilisé avant l’inspection de la capacité Figure 32 : Sand Jet
A noter que ces séparateurs sont, en général, montés sur skids complets avec leurs tuyauteries et instruments de régulation et de sécurité.
4.2.1. Séparateur horizontal deux phases Un séparateur diphasique horizontal possède une séparation primaire proche de l’entrée du séparateur. La seconde séparation et l’extracteur de brouillard se situent dans la partie haute de la capacité. Il y a une section qui collecte le liquide dans le fond du séparateur. L’effluent provenant du puits entre dans le séparateur et frappe contre une paroi brise jet.
Figure 33 : Vue écorchée d’un séparateur horizontal diphasique Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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La plus grande partie du liquide (liquides les plus lourds) est séparée et tombent au fond du séparateur. Les vapeurs de gaz et de liquide continuent leur chemin à travers les sections de tranquillisation (voir figure 23). Ces sections provoquent la formation de gouttelettes d’huile. Ces dernières tombent dans le collecteur de liquide. Les parois brise-jet limitent les turbulences. Le gaz continu son parcours horizontalement à travers les extracteurs de brouillard. Ici presque tous les liquides (mise à part certaines petites gouttelettes) restants sont enlevés par ce chemin de mailles. Le gaz quitte le séparateur par la sortie gaz située en haut du ballon. La collecte de liquide se situant dans la partie basse du séparateur. Ces liquides étant séparés du gaz par des plateaux. Lorsque le liquide atteint le niveau requis, le contrôleur de niveau liquide ouvre la vanne de niveau. Le liquide quitte le séparateur par la sortie liquide.
4.2.2. Séparateur horizontal trois phases Le design d’un séparateur horizontal triphasique est similaire à un séparateur horizontal diphasique.
Figure 34: Vue écorchée d’un séparateur horizontal triphasique Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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La différence majeure étant dans la section collecte des liquides. Dans un séparateur triphasique la partie supérieure de la section collecte de liquide contient l’huile alors que dans la partie inférieure se trouve l’eau. Chacune des sections liquides possédant son propre contrôleur associé à leur vanne réciproque. Figure 35 : Diagramme simple d’un séparateur trois phases
Lorsque le liquide atteint le niveau requis, les contrôleurs de niveau liquide ouvrent leur vanne de niveau respective. Les liquides ainsi séparés quittant le séparateur par les différents sorties liquides. Gaz
Huile Eau
Huile Huile
Eau
Figure 36 : Vue détaillée d’un Séparateur Horizontal Triphasique
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Figure 37 : Vue écorchée d’un séparateur horizontal triphasique
Figure 38 : Vue éclaté d’un séparateur triphasique (floating separator écoulement divisé)
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4.2.3. Séparateur horizontal haute pression avec capacité de rétention liquide Le séparateur horizontal, deux tubes, possède un tube supérieur et un tube inférieur reliés entre eux par des tubes verticaux appelés « downcomers ». Le tube supérieur étant la section de séparation du gaz et l’inférieur la section de collecte des liquides. Le séparateur deux tubes permet une meilleure séparation, que le séparateur horizontal à un tube, s’il y a beaucoup d’arrivée de bouchon dans l’effluent des puits. En plus, l’avantage d’une séparation à deux tubes évite les possibilités de réentraînement. Le tube supérieur, qui est donc la séparation du gaz, contient l’entrée du fluide, le déflecteur d’entrée, la section de transition et l’extracteur de brouillard. Cette section possède aussi une soupape de sécurité ou un disque de rupture.
Figure 39 : Séparateur diphasique horizontal haute pression avec capacité de rétention liquide
Le fluide provenant du puits entre dans le tube supérieur à travers le bec d’entrée. Le flux est dévié pour changer de direction et de vitesse. Le liquide tombe au fond du tube supérieur. Les vapeurs de gaz et de liquide continuent leur chemin à travers les sections de tranquillisation. Ces sections provoquent la formation de gouttelettes d’huile. Ces dernières tombent au fond du ballon supérieur Le gaz passe au dessus d’un plateau vertical et à travers l’extracteur de brouillard. Ici la plupart des gouttelettes de liquide sont enlevé du gaz. Le gaz quitte le tube supérieur à travers le bec de sortie. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Le tube inférieur a un contrôleur de niveau liquide, un nez de sortie liquide et un drain. Les tubes verticaux permettent l’écoulement des liquides du ballon supérieur au ballon inférieur. Ils s’étendent sur la surface du liquide li quide contenu dans le séparateur inférieur. Sous le contrôle du contrôleur de niveau liquide, les liquides quittent le tube du bas à travers le nez de sortie liquide. Le séparateur, deux tubes, peut aussi être un séparateur trois phases. Le gaz sort toujours du tube supérieur. L’huile sort au sommet du tube inférieur et l’eau au fond du tube inférieur.
Figure 40 : Vue écorchée d’un séparateur triphasique horizontal à deux tubes
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4.3. SEPARATEUR SPHERIQUE Peu courant, ils sont réservés aux 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 mais leur capacité est faible. Ils sont très faciles à manipuler. Autre intérêt important, ils supportent toutes les pressions par leur forme sphérique.
Entrée des fluides Déflecteur
Scrubber
Régulation niveau
Sortie d'huil e Sortie de gaz
Figure 41 : Séparateur Sphérique 2 phases
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4.4. SEPARATEUR A GOUTTIERES POUR LE TRAITEMENT DES MOUSSES Les séparateurs à gouttières sont utilisés pour le traitement des mousses. Ils peuvent être verticaux ou horizontaux comme ci-dessous. Ils utilisent les dixons plates plates qui sont des plat plateaux eaux inclinés à 45° avec une une grande surface de contact. Sans l’utilisation d’anti mousse, les dixons plates sont peu efficaces
Gaz
Extracteur de brouillard
Diffuseur Entrée Plateaux inclinés
Huile
Figure 42 : Vue détaillé d’un séparateur vertical à gouttières Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Figure 43 : Vue détaillé d’un séparateur horizontal à gouttières
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4.5. RESERVOIRS DE DECANTATION ET WASH TANKS La décantation simple dans des réservoirs a été un procédé très populaire surtout en Amérique. Bien que n’ayant pas la faveur des bureaux d’études, il demeure néanmoins une solution intéressante lorsque l’on ne parvient pas à sélectionner un additif à action suffisamment rapide. En effet la différence principale avec les autres séparateurs est que les temps de séjour et donc de décantation sont très élevés (plusieurs heures). Les contraintes réglementaires de sécurité et d’environnement ont fait perdre de l’intérêt à la décantation sur bac qui conserve cependant tous les avantages de la simplicité. La notion de wash tank est attachée au principe qui consiste à faire barboter la production dans de l’eau maintenue en fond de bac. Lorsque l’émulsion est peu solide, ce barbotage peut la rompre par fatigue de film émulsifiant. Les wash tanks sont également utilisables pour résoudre le problème du sel cristallisé éventuellement en suspension dans l’huile.
Figure 44 : Vue détaillée d’un Wash Tank Traditionnel
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4.5.1. Accessoires des Wash tanks L’efficacité du procédé est évidemment liée à l’intimité du contact eau/émulsion. Il faut donc équiper l’entrée de la production à l’aide d’un dispositif permettant de répartir le débit en de nombreux filets cheminant dans l’eau. La figure ci-dessus illustre un tel dispositif. On peut également utiliser un réseau de tubes crépinés. La surface de l’huile est maintenue constante par débordement dans la conduite alimentant les réservoirs de stockage (stock ou storage tanks). La hauteur d’eau en rétention est souvent contrôlée par un dispositif extérieur constitué par une cheminée de débordement placée dans un tube enveloppe. Lorsque l’huile n’est pas complètement dégazée, le wash tank peut être équipé d’un séparateur atmosphérique intégré dénommé « boot » ou « gun barrel ». Le gaz libéré est tuyauté vers une torche BP et plusieurs possibilités existent quant à l’équilibre des pressions dans le système. Des vannes de contrôle de niveau « intégrées » sont parfois utilisées pour éviter la migration du gaz.
Figure 45 : Schéma de principe d'un GunBarrel Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Il faut enfin mentionner les « swing-pipes ». Ce sont des tubes de sortie d’huile montés sur joint articulé en pied de bac. Ils sont destinés à permettre à un bac de travailler en wash tank dans sa partie inférieure et en stock tank au-dessus. La position du swing-pipe sépare ces deux parties ; il est alors suspendu par une chaîne. Parfois le swing-pipe est suspendu à un flotteur et constitue alors une « aspiration flottante ». C’est donc toujours l’huile de surface qui est aspirée et donc la mieux déshydratée.
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4.6. FWKO (Free Water Knock Out) Sont évoqués ici sous cette appellation, les appareils chaudronnés utilisés pour extraire l’eau libre. Rappelons que arbitrairement, est qualifiée d’eau libre, celle qui se sépare en 5 minutes. La durée de rétention excède parfois cette valeur mais rarement 20 minutes. Ils ne constituent donc vraiment des appareils de déshydratation mais en sont des auxiliaires qui dégrossissent le travail. Ils sont particulièrement utiles lorsque le pourcentage d’eau associée est élevé car ils permettent de diminuer la taille des installations aval. De plus, s’il est nécessaire de chauffer pour traiter, ils permettent d’économiser l’énergie.
Figure 46: Déflecteur
Figure 47: FWKO - Free Water Knock Out
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4.7. 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: Séparateur à effet Cyclonique Séparateur à effet Vortex
4.7.1. Séparateur à effet Cyclonique Le séparateur vertical à effet cyclonique est surtout utilisé sur les systèmes de traitement de gaz. Il peut enlever des particules solides et des liquides qui auraient été entraînés avec le gaz. Ce séparateur enlève les particules solides et les liquides en utilisant la force centrifuge. Le gaz entre au sommet du séparateur et est forcé dans un mouvement tourbillonnant. Les particules solides et le liquide sont projetés contre les parois du séparateur. Les particules solides et le liquide se rassemblent dans le fond du séparateur. Ils quittent le séparateur par un contrôle du niveau. Le mouvement tourbillonnant crée un vortex à l’intérieur du séparateur. Le gaz se déplace de ce tourbillon jusqu’au sommet du séparateur. Figure 48 : Séparateur Cyclone vertical
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Quelques liquides sont entraînés dans le flux en haut du séparateur avec le gaz. Il y a un espace mort sur la sortie qui récupère ces liquides entraînés. Les liquides sont alors recyclés dans le séparateur. Le fluide entre tangentiellement dans l’appareil, selon un axe perpendiculaire à celui par lequel il sort de l’appareil.
Sortie gaz
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. Entrée Gaz + Liqui de
Figure 49 : Principe de fonctionnement du séparateur à effet Cyclonique
D’autres utilisent une série de petits cyclones, du type de ceux utilisés pour le dépoussiérage Figure 50 : Vue en coupe d’un cyclone
Sortie liquide
Figure 51 : Vue d’un interne multicyclone
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Sortie gaz
Multicyclones
Diffuseur
Entrée gaz
Sortie liquide Niveau liqui de
Drain secondaire
Volume de rétention
Sortie liquide
Figure 52 : Exemple de séparateur multicyclonique Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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4.7.2. Séparateur à effet 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. 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.
4.8. ÉLIMINATEURS 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, utilise l’effet de centrifugation, vu les changements de direction. Les principales caractéristiques en sont : Diamètre des mailles: 0.008 - 0.03 cm, Épaisseur du matelas: 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. Figure 53 : Vue en coupe d’un Demister Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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4.9. LE SLUG CATCHER C'est une installation qui sert de tampon en sortie de ligne ; son rôle est d'absorber les les « bouchons de liquide » qui se forment dans les pipes di ou triphasiques. Il permet donc, d’amortir l’irrégularité de débit de chacune des phases(liquide ou vapeur), de manière à fournir un fluide à débit régulier aux installations en aval de ce dernier. Ceci s'effectue en laissant fluctuer le niveau de liquide dans l'installation. Cet élément de la séparation se trouve en Amont du traitement et va stabiliser toute la régulation de la séparation. Figure 54 : Slug Catcher
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4.10. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES Comme nous venons de le voir il existe trois types de séparateurs principaux. Dans le tableau ci-dessous, il est fait une comparaison des performances des différents types de séparateurs. 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
2 : Intermédiaire
3 : Le moins favorable
Table 2 : Comparaison des performances des différents types de séparateurs
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4.11. EXERCICES 24. En général est qualifié d’eau libre, l’eau qui se sépare en : 5
secondes
5
minutes
5
heures
25. L’avantage principal du séparateur vertical est qu’il peut accepter des bouchons liquides plus importants sans entraînement excessif dans le gaz. Vrai Faux
26. Les ballons d’aspiration des compresseurs (scrubber) sont des exemples de ballons Vrai Faux
27. Quel type de fluide est traité dans un scrubber : Des
gaz humides
De
l’huile
De
l’eau
28. Le déflecteur est situé à la sortie liquide du séparateur et sert à collecter ces mêmes liquides. Vrai Faux
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29. Compléter le schéma suivant, représentant les internes d’un séparateur vertical diphasique huile/gaz :
30. L’anti-vortex empêche le gaz de quitter le séparateur avec les liquides. Vrai Faux
31. L’extracteur de brouillard empêche les liquides de sortir par la sortie gaz. Vrai Faux
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32. Compléter le schéma suivant, représentant les éléments externes d’un scrubber :
33. Compléter le schéma suivant, représentant les éléments internes d’un séparateur horizontal :
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34. 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. Vrai Faux
35. La cloison de séparation a pour objet principal de favoriser le by-passage de la section de tranquillisation par le gaz. Vrai Faux
36. Cet interne est un :
Diffuseur Sand
Jet
37. Le séparateur horizontal deux tubes à l’avantage d’éviter les réentraînements. Vrai Faux
38. Le séparateur horizontal, deux tubes, permet une meilleure séparation de l’effluent lorsque celui-ci comporte beaucoup de bouchons liquides. Vrai Faux
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39. Les séparateurs sphériques sont réservés au puits à GOR très élevé. Vrai Faux
40. Les séparateurs sphériques fonctionnent toujours en triphasique. Vrai Faux
41. La notion de wash tank est attachée au principe qui consiste à faire barboter la production dans de l’eau maintenue en fond de bac. Vrai Faux
42. Les temps de séjours dans les wash tank sont faibles. Vrai Faux
43. Le séparateur vertical à effet cyclonique est surtout utilisé sur les systèmes de traitement de gaz. Vrai Faux
44. Pour le séparateur à effet cyclonique le fluide entre tangentiellement dans l’appareil. Vrai Faux
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45. Pour le séparateur à effet Vortex le fluide entre tangentiellement dans l’appareil. Vrai Faux
Où se situe le Slug Catcher sur la séparation ?
46.
En
amont
En
aval
47. Le rôle du slug Catcher est d'absorber les différences de débit entrant, de manière à fournir un fluide à débit régulier aux installations en aval de ce dernier Vrai Faux
48. Parmi les trois types principaux de séparateurs (horizontaux, verticaux, sphérique), quel est celui qui a la capacité la meilleure à diamètre égal ? Le
séparateur horizontal
Le
séparateur sphérique
Le
séparateur vertical
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5. REPRESENTATION ET DONNEES DES SEPARATEURS Nous décrirons dans ce chapitre comment est représenté un séparateur sur les principaux documents mis à la disposition de l’exploitant : Process Flow Diagram (PFD) / Plan de circulation des fluides (PFD) Plot Plan Piping and Instrumentation Diagram (P&ID)
5.1. PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES (PCF / PFD) Ce document édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux.
L’exemple de PFD (Process Flow Diagram) montre trois séparateurs horizontaux triphasique sur une unité de séparation. Description du PFD :
Le séparateur DS301 est situé en tête de la ligne de traitement d’huile et reçoit les effluents de production du collecteur de production .Il s’agit d’un séparateur triphasique huile / gaz / eau. L’huile séparée alimente le séparateur de production suivant (DS302), le gaz est envoyé à la compression HP où il sera déshydraté puis réinjecté dans le gisement, quand à l’eau, elle est envoyée au traitement d’eau huileuse pour être rejeté à la mer. Figure 55 : Séparateur triphasique horizontal DS301 lors de son transport
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Le séparateur DS302 est situé en aval du séparateur DS 301 et après le réchauffeur EC 301 A/B. Il reçoit l’huile provenant du séparateur 1 er étage ainsi que d’autres effluents secondaires.Il s’agit d’un séparateur triphasique huile/gaz/eau. L’huile séparée alimente le séparateur de production suivant (DS303), le gaz est envoyé à la compression MP ou il sera recomprimé vers la HP, quand à l’eau, elle est envoyée au traitement d’eau huileuse pour être rejeté à la mer. Le séparateur DS303 est situé en aval du séparateur DS 302. Il reçoit l’huile provenant du séparateur 2ème étage ainsi que d’autres effluents secondaires. L’huile séparée est soutirée par les pompes d’huile GX 301 A/B/C qui alimentent les dessaleurs puis le stockage. A la sortie de la chaîne de traitement, l’huile (T° <45°C) est aux spécifications commerciales : BSW=0,5%, RVP<10psi, NaCl<60mg/l. Le gaz est envoyé à la compression BP pour être recomprimé vers la MP et l’eau est envoyée au traitement d’eau huileuse pour être rejeté à la mer. Figure 56 : Photo du séparateur triphasique horizontal DS303 lors de son installation
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Figure 57 : PFD d’une séparation Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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5.2. PIPING & INSTRUMENTATION DIAGRAM (PID) Ce document édité lors de la phase projet, présente sous format beaucoup plus complète que le PFD, toutes les lignes et capacités process ainsi que tous leurs paramètres de fonctionnement. Il intègre aussi l’instrumentation, les sécurités et les lignes de démarrage. C’est un document complet. L’exemple ci-dessous reprend l’exemple précédent, mais sous un format beaucoup plus détaillé : Le PID.
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Figure 58 : Exemple de PID d’une séparation de GIRASSOL Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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5.3. DATASHEET D’UN SÉPARATEUR 5.3.1. Scrubber d’aspiration compresseur
Figure 59 : Plan d’un scrubber aspiration compresseur
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5.3.2. Slug catcher
Figure 60 : Plan d’un slug catcher
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5.4. DIMENSIONNEMENT D’UN SEPARATEUR 5.4.1. Exemple typique Au sommet du séparateur est situé la sortie gaz. Il y a une vanne de contrôle de pression sur la ligne d’échappement du gaz. Il y a aussi une soupape de sûreté ou un disque de rupture. Figure 61 : Exemple typique d’un séparateur horizontal
Certains séparateurs cumulent disque de rupture et Vanne de sécurité de Pression (PSV).
Figure 62 : Exemple typique de séparateur de production
Près du fond du ballon, il y a une vanne de contrôle de niveau liquide (la vanne de décharge) et un contrôleur de niveau liquide. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Sur le fond est placé une vanne de vidange (d’écoulement) qui sera utilisé pour nettoyer les solides qui pourraient s’accumuler au cours du temps. Les jauges et niveaux à vue sont situés sur l’extérieur du séparateur.
5.4.2. Dimensionnement 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 (séparateurs cycloniques,...), dont les méthodes de dimensionnement appartiennent à leurs constructeurs.
5.4.2.1. Séparateur vertical Principe de calcul
On calcule séparément les dimensions nécessaires pour assurer les débits gazeux et liquide qui sont imposés. 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 (huile + eau), 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 en fonction de la difficulté de séparation)), ce qui permet de déterminer le volume à offrir au liquide, donc finalement un diamètre et une longueur au séparateur.
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Temps minimum 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.
Sortie
Alimentation
GAZ
Goutte d'eau HUILE
Sortie huile
Sortie eau
EAU Bull e de gaz
Goutte d'huile
Figure 63 : Les différents trajets des gouttelettes dans les cas les plus défavorables à la décantation
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Temps de rétentio n
Ce temps de rétention réel ou temps de séjour doit être supérieur au temps minimum de décantation. 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 slug catchers, les séparateurs de tête de puits, les tendances au moussage... 5.4.2.2. Séparateur horizontal Capacité en gaz d’un séparateur hor izontal
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. Section de tranquilisation
Extracteur de brouillard
Gaz Liquides Chambre secondaire Chambre de décantation
Figure 64 : Trajectoire d’une gouttelette dans un séparateur horizontal
Dans le ballon horizontal, toute la force gravitaire est appliquée à la gouttelette, tandis que dans le ballon 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. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Figure 65 : Comparaison des résultantes selon types de séparateurs
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. Temps de rétentio n
Même définition que pour les séparateurs verticaux. 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: o 0 - 40 bars : o 40 - 74 bars : o au-dessus :
1 minute 50 secondes 30 secondes.
Ballon d’aspir ations d e compresseur (SCRUBBER)
10’ de production maxi de condensat ou 5’ de circulation d’huile pauvre pour un gaz venant d’un absorbeur. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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5.5. EXERCICES 49. Que signifient les initiales PFD en anglais ?
50. Que signifient les initiales PID en anglais ?
51. Le temps de décantation est le temps nécessaire pour qu’une bulle de gaz traverse la couche liquide dans le cas d’une séparation diphasique. Vrai Faux
52. Le temps de décantation est le temps nécessaire pour que les gouttelettes d’huile ou d’eau traversent les couches d’eau et d’huile dans le cas d’une séparation triphasique. Vrai Faux
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6. LES SEPARATEURS ET LE PROCESS 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE Comme on a pu le voir précédemment, le séparateur est un appareil utilisé pour séparer le pétrole, les gaz et l’eau contenus dans l’effluent provenant des puits de production. Il y aura souvent plusieurs séparateurs en série (comme sur l’exemple ci-dessous) qui vont nous permettre d’atteindre les spécifications désirées. Toutes les fonctions sont essentielles pour la production si l’on considère qu’elles sont nécessaires pour réaliser les spécifications requises en sortie. Une fonction est néanmoins plus ou moins critique suivant qu’il est nécessaire d’arrêter la production en cas de perte de cette fonction ou bien s’il est possible de fonctionner en marche dégradée durant un certain temps. On peut donc qualifier la criticité de cet appareil comme haute car elle entraînera un arrêt de production. En effet, les séparateurs sont des appareils placés généralement en série et donc l’arrêt d’un séparateur arrête toute l’installation. Il n’y a pas de secours prévu car ces ballons sont de tailles conséquentes. Enfin il n’existe pas de by-pass car chaque séparateur doit être utilisé avec un certain volume d’huile, d’eau et de gaz à une pression et une température désirée.
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Figure 66 : PFD - Séparateurs triphasiques DS301/DS302/DS303 sur Girassol Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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6.2. PROCESS ASSOCIES On injecte, en amont de la séparation, des produits chimique pour améliorer la séparation tels que les anti-mousses et les désémulsifiants. De même on injecte des produits contre la corrosion, mais le plus en amont possible (sur les puits) Nous traiterons de ces produits dans le cours « La Séparation » car ils sont plus liés au traitement qu’est la séparation qu’à l’équipement en lui-même.
6.3. EXERCICES 53. L’arrêt d’un séparateur est-il critique pour le bon fonctionnement de l’installation ? Oui Non
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7. LES AUXILIAIRES Sur un séparateur, divers éléments sont nécessaire à son bon fonctionnement. Dans le chapitre qui suit nous allons détailler les accessoires et lignes procédés environnant un séparateur en unité.
Figure 67 : Schéma de principe d’un séparateur
7.1. DISPOSITIFS DE CONTRÔLE DE NIVEAU : Les niveaux liquides dans le séparateur doivent être contrôlés pour que le séparateur puisse exécuter sa tâche. Transmetteur et contrôleur de niveau
Les vannes de contrôle de niveau liquides (vannes de décharge) sont actionnées (exploitées) par des contrôleurs de niveau liquides.
Figure 68 : Capteur transmetteur de niveau
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Niveau à glace
Les séparateurs ont aussi des niveaux à vue pour contrôler les niveaux liquides. Ces dispositifs permettent à l’opérateur de vérifier le niveau, le bon fonctionnement des vannes de décharge et des contrôleurs de niveau appropriés.
Figure 69 : Niveau à Glace
7.2. DISPOSITIFS DE CONTRÔLE DE PRESSION La pression du gaz doit être contrôlée aussi. Régulateur de pressi on
Pour cela, il est utilisé des régulateurs de pression sur la sortie du gaz. Ils maintiennent la pression du séparateur en agissant sur la vanne de contrôle de pression.
Figure 70 : Vanne de régulation automatique (1)
Figure 71 : Vanne de régulation automatique (2)
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Transmetteurs de pression
De même, les séparateurs possèdent des transmetteurs de pression. Ils assurent la bonne marche de la vanne contrôlant la pression et de son régulateur. Ils servent aussi à la mesure de niveau et de débit.
Figure 72 : Transmetteur de Pression
Soupapes de sécurité
Soupapes PSV (Pressure Safety Valve) : Les soupapes de sécurité évacuent l’éventuel surplus d’énergie du système à protéger afin de limiter la pression maximale dans l’appareil qu’elles protègent à une pression admissible par celui-ci. Une soupape est un organe de sécurité dont le fonctionnement est exceptionnel. Sa position normale est la position fermée. Une soupape est conçue pour évacuer, en général, un débit gazeux car à volume égal on évacue plus d’énergie (pneumatique) en phase gaz qu’en phase liquide. Figure 73 : Soupape de sécurité
Elles sont, généralement, doublées pour pouvoir intervenir sur une soupape pendant que l’autre est en service. Manomètres
Les séparateurs possèdent aussi souvent des manomètres. Figure 74 : Manomètre Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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7.3. DISPOSITIFS DE CONTRÔLE DE TEMPERATURE Pour le contrôle de la température, sont aussi souvent placés des transmetteurs de température ainsi que des thermomètres. Figure 75 : Thermomètre
Figure 76 : Capteur et transmetteur de température
7.4. VANNES Des vannes manuelles sont disposées sur les sorties eau et huile pour pouvoir effectuer des opérations de maintenance et ainsi multiplier les barrières de sécurités.
Figure 77 : Vanne manuelle
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7.5. DEBITMETRES Débitmètre gaz ou eau ou huile : Ces appareils sont souvent positionnés sur les sorties huile/eau/gaz des séparateurs pour contrôler les débits correspondants et par la même l’efficacité intrinsèque du séparateur
Figure 78 : Débitmètre à orifice
Ces débitmètres sont de différents types selon leurs emplacements, le produit qu’ils comptent et la précision apportée au comptage de l’effluent.
Figure 79 : Débitmètre à Vortex
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7.6. EXERCICES 54. Quel est le nom de ces équipements ?
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8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT 8.1. NORMAL OPERATING L’exploitation d’un séparateur consiste à lui faire assurer le plus longtemps possible un fonctionnement aux paramètres désirés.
8.1.1. Les paramètres de séparation Les paramètres de séparation, pression, température et niveaux permettent de satisfaire à la spécification de tension de vapeur R.V.P et dans certains cas à la teneur en H 2S
Figure 80 : Vue des paramètres à surveiller
La pression
La pression de séparation a été fixée par le procédé. Elle doit être maintenue constante (il ne s’agit pas d’une variable opératoire). C’est un paramètre d’optimisation de la récupération, de plus elle détermine le débit liquide dans les conditions de séparation, une diminution de celle-ci entraîne une variation très sensible de la vitesse du gaz d ’ou risques d’entraînement de liquides. La température
C’est une variable opératoire lorsqu’il y a un réchauffeur ou un refroidisseur.
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C’est un paramètre d’optimisation. Il est en général moins sensible que la pression sur le comportement du dégazage. Lorsque l’on réchauffe le fluide, on augmente le dégazage (baisse de la RVP). Lorsqu’on le refroidit, on diminue le dégazage. Le niveau
Lui seul garanti le temps de séjour des liquides.
8.1.2. Les contrôles à faire ou surveillance en marche Avec un séparateur en service normal les contrôles suivants devraient être faits. Observer les variations de niveau, de pression, de température et des instruments de contrôle de flux pour voir si ces derniers contrôlent bien dans les gammes désirables appropriées. Le diaphragme de positionnement des vannes de contrôle doit fonctionner. Pour cela l’opérateur, en liaison avec la salle de contrôle, et selon les possibilités du site, devra de temps en temps, s’assurer en effectuant une manœuvre d’ouverture ou de fermeture complète sans restriction. Les niveaux à vue devront être drainés et nettoyés de temps en temps pour les lectures fausses. (vannes à billes testées, non bouchage des piquages) S’assurer de l’absence de fuite
8.1.3. Positionnement des vannes en Marche normale 8.1.3.1. Vannes de sécuri té
Toutes les Shut Down Valves sont ouvertes: Entrée fluide Sortie huile Sortie eau
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La BDV est fermée: BDV sortie gaz vers torche 8.1.3.2. Vannes de régulation
Les LCV sont en régulation auto: Sortie huile Sortie eau La PCV est en régulation auto: PCV sortie gaz Tous les équipements sont en service, les by-pass manuels sont fermés. Tous les contrôleurs sont en opération.
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8.2. SECU OPERATING
Figure 81 : Vue d’un séparateur horizontal triphasique avec ses éléments de sécurité
8.2.1. Alarmes et s écurités Deux niveaux de protection sont assurés par des capteurs différents (1 capteur sur la régulation, 1 autre sur la sécurité) Les capteurs et vannes assurant une fonction sécurité sont distincts des organes de contrôle du procédé Les vannes pour l’isolement du séparateur sont distinctes Les systèmes de sécurité peuvent être testés sans arrêt de production Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Il existe un système de protection pour les surpressions / dépressions Le système de décompression est connecté à la torche ou à un évent Les soupapes ne sont pas isolables sauf par vannes couplées (type interlock) ou par vanne cadenassée en position ouverte La surveillance des séparateurs consiste principalement à vérifier que les niveaux de liquide (huile et interface) sont maintenus correctement et que les alarmes basses et hautes ne sont pas déclenchées. Les seuils ont la signification suivante: LSH
niveau très haut (déclenchement)
LAH
niveau haut (alarme)
“
NLL
niveau normal liquide
“
LAL
niveau bas (alarme)
“
LSLL
niveau très bas (déclenchement)
«
LDAH
niveau haut (alarme)
pour la phase EAU
NLDL
niveau normal interface
“
LDAL
niveau bas (alarme)
“
LDSL
niveau très bas (déclenchement)
«
PSH
pression très haute (déclenchement)
PAH
pression haute (alarme)
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pour la phase HUILE
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8.2.2. Positionnement des vannes en Arrêt d’Urgence 8.2.2.1. Vannes de sécuri té
Toutes les SDV sont fermées: Entrée fluide Sortie huile Sortie eau La BDV est : Fermée (si Arrêt Pressurisé) Ouverte (Si Arrêt dépressurisé) BDV sortie gaz vers torche 8.2.2.2. Vannes de régulation
Les LCV sont fermées : Sortie huile Sortie eau La PCV, sortie gaz, est fermée. Tous les équipements sont en service, les by-pass manuels sont fermés. Tous les contrôleurs sont en opération.
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8.3. CAPACITES MAXI / MINI Les séparateurs sont conçus pour séparer un certain débit de fluide par jour. A ce débit nominal, le traitement de la séparation se fera correctement. Cependant ces séparateurs sont aussi conçus pour recevoir des débits maxi ou mini, mais à ces débits la séparation se fera de moins bonnes manières. Il sera ainsi plus difficile de réaliser les spécifications commerciales. Toute la difficulté réside bien dans l’étude de l’évolution du champ (débit journalier, évolution du fluide : GOR, BSW,…). Cette étude permettra de dimensionner au mieux ces séparateurs afin de fonctionner le plus longtemps possible le plus proche du débit nominal du séparateur. Cependant, il sera toujours possible de faire évoluer le fonctionnement d’un séparateur en jouant sur ces internes lorsque cela est possible. (Exemple : modifier le déversoir pour augmenter ou diminuer le temps de séjour du fluide à traiter)
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8.4. EXERCICES 55. Quels sont les paramètres de séparation qui permettent de satisfaire à la spécification de tension de vapeur R.V.P. ?
56. Citer trois contrôles à effectuer lors de la surveillance de l’équipement « séparateur»
57. En marche normale les SDV sont fermées et la BDV est ouverte : Vrai Faux
58. Les capteurs et vannes assurant une fonction sécurité sont distincts des organes de contrôle du procédé Vrai Faux
59. Il n’existe pas de système de protection pour les surpressions / dépressions Vrai Faux
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60. Les soupapes ne sont pas isolables sauf par vannes couplées (type interlock) ou par vanne cadenassée en position ouverte. Vrai Faux
61. Après un arrêt d’urgence toutes les SDV sont fermées. Vrai Faux
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9. CONDUITE DES SEPARATEURS 9.1. MISE EN SERVICE ET ARRÊT D’UN SÉPARATEUR Toutes les sociétés ont des procédures d’exploitation légèrement différentes, mais les bases sont communes à toutes ces sociétés. Dans ce chapitre nous allons traiter du démarrage et de l’arrêt des séparateurs de production.
9.1.1. Mise en service d’un Séparateur Vérifier que les lignes d’évacuation du gaz et des liquides soient correctement disposées. Si le ballon est vide, fermer une vanne d’isolement sur chaque sortie liquide du séparateur. Cela empêchera le gaz de passer par les fuites de vannes de contrôle de niveau liquides Passer le contrôleur de pression à environ 75 % de la pression normale de fonctionnement. Il sera alors lentement ajusté jusqu’à la pression normale d’exploitation une fois que la capacité sera en service. Cela empêchera les dispositifs de protection contre les surpressions des appareils (soupapes) de s’ouvrir si le contrôleur de pression est hors de l’ajustement (mal calibré). Si les sécurités de niveau bas sont déclenchées, elles devront être inhibées (sur demande du Superintendant) jusqu’à ce qu’elles se désactivent. Attention : lors de cette opération la surveillance devra être accrue, il faudra notamment enlever l’inhibition dès que possible. Démarrer tous les produits chimiques (anti-mousse, désémulsifiant) nécessaire à un bon fonctionnement de la séparation. Ouvrir lentement l’entrée du séparateur. AVERTISSEMENT : Ouvrez toujours les vannes lentement. Cela empêchera les coups de bélier et les bouchons de liquides qui peuvent endommager l’équipement et créer un danger pour le personnel et son installation.
Quand les pressions et les niveaux liquides rentrent dans les échelles des contrôleurs de niveau, mettre les contrôleurs de niveau en service et en automatique et ouvrir les vannes qui avaient été isolées Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Ajuster les consignes de niveau et de pression à la valeur de conduite normale pour stabiliser les opérations. NB : Toutes opérations de démarrage, remplissage, etc…, doivent se faire en accord avec la salle de contrôle et en respectant la procédure OPERGUIDE de la filiale si elle existe ou les consignes du sites.
9.1.2. Arrêt d’un séparateur En ce qui concerne l’arrêt d’un séparateur, l’opérateur devra contrôler la bonne position des vannes selon le niveau d’arrêt.
9.2. MISE A DISPOSITION Pour la mise à disposition d’un séparateur, il faudra réaliser les étapes suivantes. Détournez le flux sur une autre partie de l’installation si possibilité de by-pass dans une autre capacité de traitement. Fermer une vanne à l’entrée du séparateur. Vidange du séparateur si besoin. Ajustez les contrôleurs de niveau pour que les vannes de contrôle de niveau restent ouvertes jusqu’à ce que les sécurités de niveau de bas (LSL) déclenchent. Inhiber les sécurités de niveau de bas (LSL), sur accord superintendant. A partir de ce moment l’opérateur devra s’assurer de la présence de liquide en surveillant les niveaux à vue lors de la vidange du séparateur. Avant cette opération, il aura bien sûr fallu s’assurer du bon fonctionnement des niveaux à vue. Avant qu’il n’y ait plus de niveau liquide dans le séparateur, baisser la pression du ballon que l’on vidange à une delta P d’environ + 2 bars (Delta P à régler selon expérience sur site) avec le ballon dans lequel l’on purge. Ceci afin de s’assurer de ne pas avoir d’à-coup de pression dans le ballon de réception de la vidange. Fermer les vannes d’isolement sur les sorties liquides à la fin du drainage. Si le séparateur ne doit pas être vidé, fermer les vannes d’isolement sur les sorties liquides afin d’empêcher le passage du gaz par les vannes de contrôle de niveau, qui même fermée à 100% ne sont pas étanches. Si le ballon doit être dépressurisé fermer une vanne d’isolement sur la ligne d’échappement du gaz. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Dépressuriser le séparateur en ouvrant une vanne vers la ligne torche ( système vent / d’isolement blowdown ). Si possible laisser une petite pression positive dans la capacité pour empêcher l’air d’entrer dans le séparateur. Il ne sera alors pas nécessaire de balayer le ballon avec du gaz inerte avant le démarrage suivant. NB : Toutes opérations de démarrage, remplissage, etc…, doivent se faire en accord avec la salle de contrôle et en respectant la procédure OPERGUIDE de la filiale si elle existe ou les consignes du sites.
9.3. MAINTENANCE 1er DEGRE En ce qui concerne la maintenance premier degré au niveau d’un séparateur, elle consistera à ce que l’opérateur, lors de sa ronde de surveillance de l’installation, vérifie le bon fonctionnement des équipements auxiliaires et devra relever les paramètres de fonctionnement de l’installation. Ce relevé de paramètre devra être comparé avec les paramètres retransmis en salle de contrôle, ceci afin de vérifier leur bon fonctionnement. Et de prévoir les travaux de maintenance si nécessaire. Il devra par exemple contrôler si les manomètres de pression ne sont pas hors échelle et si leur valeur correspond bien à celle retransmise en salle de contrôle. De même, il devra contrôler les différents niveaux (huile, eau) en s’assurant de la propreté des niveaux à vue. (Si besoin les nettoyer en respectant les consignes) Il devra aussi s’assurer de la bonne disposition des soupapes (plomb bien en place, soupape bien disposée, fuite soupape...) fuite presse étoupe vanne. De plus il surveillera la bonne étanchéité des presses étoupes de vannes.
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10. TROUBLESHOOTING 10.1. SI ? POURQUOI ? ALORS ? La cause d’un problème d’exploitation est trouvée par un processus d’élimination des défauts. Chaque événement qui peut occasionner le problème est vérifié jusqu’à ce que la cause soit trouvée. Quelque soit la cause, la meilleure séquence pour trouver cette cause est d’éliminer les plus faciles en premier. Ces dernières sont les problèmes d’instrumentation (des manomètres, contrôlent des positions de vanne, des contrôleurs de pressions, fiabilité du niveau à vue, des débitmètres, etc…). En effectuant ces contrôles, il faudra donc s’assurer que les instruments travaillent correctement et ne donnent pas de lecture fausse. Une fois que les causes faciles sont vérifiées et éliminées, les causes plus difficiles seront vérifiées. Une autre partie importante du diagnostic de pannes est d’avoir une vision complète de l’ensemble du processus de séparation et pas seulement de l’équipement. Les problèmes rencontrés à l’entrée de l’installation ne peuvent souvent se voir qu’à la sortie. Il faudra cependant trouver la source des problèmes avant que ces derniers n’engendrent trop de désagréments sur la suite du traitement.
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10.1.1. Procédure de diagno stique de pannes dans le cas d’entraînement de liquide vers la sortie liquid e
CAUSE OF CARRYOVER High inlet gas flow rate
TROUBLESHOOTING PROCEDURE Check gas flow rate and cut back to design rate. Check liquid level.
High liquid level which cuts down vapor disengaging space
Blow down gauge glass. Lower level to design point. Check temperature and pressure to determine if hydrate has formed.
Coalescing plates, mist pad, or centrifugal device is plugged
Measure pressure drop across device. It should be less than 10 kPa (2 psi). If pressure drop across mist pad is 0, pad may have torn or come loose from its mounting. Pressure drop measurement should be made at design gas flow rate. High pressure drop indicates plugging. Internally inspect and clean if necessary.
Excessive wave action in liquid.
Install horizontal baffles Check pressure and raise to design.
Operating pressure is below because degassing increases
Liquid density is less than design because the difference between the gas and liquid densities is smaller.
Lower gas rate in proportion to reduction in pressure. Check liquid density. If it is less than design, gas rate will have to be cut in proportion to reduction in density
Table 3: Diagnostique des pannes dans le cas d'entraînement de liquide vers la sortie liquide
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10.1.2. Procédure de diagnost ique de pannes dans le cas de l’impossibilité de maintenir un n iveau de liqu ide constant. CAUSE OF CHANGING LEVEL
TROUBLESHOOTING PROCEDURE Clean gauge glass to get accurate level reading It a float cage is external, drain it to be sure pipes between cage and vessel are not plugged.
Float is totally covered with liquid.
When gauge glass and float care are clean, check to see if float is covered with liquid. Manually drain enough liquid from vessel so that ½ of float is immersed. Put level controller in service Perform steps a and b above.
Liquid level is below float.
If level is below float, close valve in liquid outlet line to allow level to rise until float is ½ covered Put level controller in service
Liquid flow rate has changed.
If level controller does not have reset, the level controller will have to be changed each time the liquid flow rate makes a significant change If the controller has reset, it can be adjusted to take care of changes in liquid flow rate.
Liquid enters vessel in slugs.
Lower set point in level controller.
Level controller does not react fast enough to drain liquid
In some cases it may be helpful to install a valve positioner on the level control valve in order for it to open rapidly
Wave action is causing internal float to move.
Install float shield
Table 4: Diagnostique de pannes dans le cas de l'impossibilité de maintenir un niveau de liquide constant
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10.2. RETOUR D’EXPERIENCE
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11. GLOSSAIRE Anhydres Les anhydres sont des composés qui ne contiennent pas d'eau libre mais gardant une fraction d'eau de constitution, contrairement aux hydrates. Argi le c ol loïdal e Argile dont les particules sont de dimension et de nature telles que, mélangée à un liquide approprié, elle reste en suspension colloïdale stable. Asphalt ènes Les asphaltènes sont des matières aromatiques complexes d'un poids moléculaire >2000 Dalton. Elles sont composées principalement de carbone et d'hydrogène, mais elles contiennent aussi du soufre, de l'oxygène et de l'azote. Les molécules d'asphaltène sont solides et présentent une couleur marron Aube Pièce métallique qui canalise un fluide, dans un compresseur ou une turbine. Chacune des pièces métalliques incurvées disposées sur les stators et rotors des compresseurs et des turbines, servant à modifier le sens de l'écoulement de l'air pendant la rotation. Ballast Le ballast est un lest permettant de gérer la stabilité et/ou l'assiette d'une embarcation, d'un navire. Il s'agit le plus couramment de plusieurs capacités pouvant être remplies d'eau de mer ou vidées au gré des nécessités, ce par un circuit de ballastage et à l'aide de pompe(s). BDV Blowdown Valve – Vanne de décompression rapide By-passage Voie de contournement pratiquée sur le trajet d'un fluide, de façon à le faire de son cours normal. On installe habituellement une dérivation pour permettre le passage du liquide dans un tuyau alors qu'on effectue des ajustements ou les réparations nécessaires au contrôle ainsi éliminé. Coalescence Action conduisant les particules liquides en suspension à s'unir en particules plus volumineuses. Colloïdale Matériaux dont les grains sont inférieurs à 0,2 micromètre. On remarquera que cette définition, retenue en géotechnique, ne fait intervenir aucune considération chimique ou minéralogique. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Condensats Les condensats sont un type de pétrole léger : il s'agit des hydrocarbures qui, gazeux dans le gisement, se condensent une fois refroidis par la détente en tête de puits. Déflecteur Dispositif servant à changer la direction d’un fluide (gazeux ou liquide) Durée de rétention La durée qu’un liquide reste dans un ballon Énergie cinétique L'énergie cinétique est l’énergie que possède un corps du fait de son mouvement. L’énergie cinétique d’un corps est égale au travail nécessaire pour faire passer le dit corps du repos à son mouvement de translation et de rotation actuel. C'est Guillaume d'Ockham qui a introduit, en 1323, la différence entre ce qu'on appelle le mouvement dynamique (que nous engendrons) et le mouvement cinétique (engendré par des interactions). Évent Orifice de dégazage placé au point haut d’un réservoir, d’une tour, d’une tuyauterie pour permettre l’évacuation d’une atmosphère gazeuse LCV Level Control Valve – Vanne de régulation de niveau Manifold Ensemble de conduites et de vannes dirigeant l'effluent ou la production dans des installations. Miscibles La miscibilité désigne la capacité de divers liquides de se mélanger. Le mélange obtenu est homogène et les liquides sont qualifiés de miscibles. Inversement, les substances sont dites non miscibles si elles ne peuvent pas se mélanger. C'est le cas de l'huile et de l'eau qui forment une émulsion. Non miscibles La miscibilité désigne la capacité de divers liquides de se mélanger. Le mélange obtenu est homogène et les liquides sont qualifiés de miscibles. inversement, les substances sont dites non miscibles si elle ne peuvent pas se mélanger. C'est le cas de l'huile et de l'eau qui forment une émulsion. PCV Pressure Control Valve – Vanne de régulation de pression Piquages Orifice de sortie sur tuyauterie ou ballon.
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Presse étoupe vanne Dispositif constitué d’une boîte à garniture (packing box), d’une garniture (packing) et d’un fouloir (gland) destiné à empecher un fluide sous pression de s’échapper au niveau de la tige de manœuvre d’un appareil de robinetterie Scrubbers Appareil qui sert à épurer un liquide, un gaz SDV Shutdown Valve – Vanne de sectionnement Skid Plateforme sur lequel on peut manœuvrer et mettre en place un équipement lourd Stripping Élimination des composants légers d’un produit pétrolier par injection de gaz ou de vapeur Surfactant Composé chimique qui, dissous ou dispersé dans un liquide, est préférentiellement absorbé à une interface, ce qui détermine un ensemble de propriétés physico-chimiques ou chimiques d'intérêt pratique. Tangentiel Droite tangente à un cercle. Tubes crépinés Tubage perforé qui, dans un puits en production, laisse passer le pétrole et retient le sable ou d'autres particules solides. Tubulure Composant, rectiligne ou courbé, constitué d'un ou de plusieurs éléments tels que tube, bride, fixé sur une tuyauterie, un composant de tuyauterie, un appareil de robinetterie, un réservoir, pour réaliser un raccordement ou un orifice d'accès ou de visite.
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12. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1 : Situation de la séparation dans un traitement d’huile ..........................................6 Figure 2 : Exemple d’un séparateur.....................................................................................6 Figure 3 : Schéma général du traitement des effluents de puits ..........................................7 Figure 4 : Principe de la séparation .....................................................................................9 Figure 5 : Trajet suivi par l’effluent entre le gisement et le centre de traitement ................11 Figure 6 : Diagramme P - T représentatif de l’évolution du fluide au cours de son trajet ...12 Figure 7 : Composition effluent en tête de puits.................................................................12 Figure 8 : Appareil de mesure de la RVP...........................................................................14 Figure 9 : Vue d’un séparateur triphasique ( séparateur de test Girassol )........................18 Figure 10 : Vue des équipements d’un séparateur ............................................................23 Figure 11 : Les différentes sections sur un séparateur sphérique .....................................24 Figure 12: Les différents sections sur un séparateur vertical.............................................25 Figure 13 : Les différentes sections sur un séparateur horizontal......................................25 Figure 14 : Déflecteur d’entrée ..........................................................................................26 Figure 15 : Wire Mesh .......................................................................................................26 Figure 16 : Plateau de barrage perforé ..............................................................................26 Figure 17 : Casseur de Vortex ...........................................................................................27 Figure 18 : Vue extérieure d’un séparateur vertical ...........................................................30 Figure 19 : Vue détaillée séparateur huile/gaz vertical 2 phases.......................................31 Figure 20 : Exemple typique de Scrubber..........................................................................32 Figure 21 : Vue détaillée d’un scrubber .............................................................................32 Figure 22 : Vue détaillée d’un séparateur tri phasique.......................................................33 Figure 23 : Vue détaillée d’un séparateur horizontal diphasique .......................................34 Figure 24 : Diffuseur d’entrée ............................................................................................35 Figure 25 : Vue procédé d’un diffuseur d’entrée d’un séparateur ......................................35 Figure 26 : Extracteur de brouillard....................................................................................35 Figure 27 : Vue d'un "Wire Mesh" ......................................................................................35 Figure 28 : Vue des "intenal baffles" sur un séparateur horizontal ....................................36 Figure 29 : Vue d’un plateau perforé .................................................................................36 Figure 30 : Schéma montrant l'intérêt des plaques perforées...........................................37 Figure 31 : Vue d'un dispositif anti-vortex ..........................................................................37 Figure 32 : Sand Jet ..........................................................................................................38 Figure 33 : Vue écorchée d’un séparateur horizontal diphasique ......................................38 Figure 34: Vue écorchée d’un séparateur horizontal triphasique.......................................39 Figure 35 : Diagramme simple d’un séparateur trois phases.............................................40 Figure 36 : Vue détaillée d’un Séparateur Horizontal Triphasique.....................................40 Figure 37 : Vue écorchée d’un séparateur horizontal triphasique.....................................41 Figure 38 : Vue éclaté d’un séparateur triphasique (floating separator écoulement divisé) ...................................................................................................................................41 Figure 39 : Séparateur diphasique horizontal haute pression avec capacité de rétention liquide .........................................................................................................................42 Figure 40 : Vue écorchée d’un séparateur triphasique horizontal à deux tubes ................43 Figure 41 : Séparateur Sphérique 2 phases ......................................................................44 Figure 42 : Vue détaillé d’un séparateur vertical à gouttières ............................................45 Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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Figure 43 : Vue détaillé d’un séparateur horizontal à gouttières ........................................46 Figure 44 : Vue détaillée d’un Wash Tank Traditionnel .....................................................47 Figure 45 : Schéma de principe d'un GunBarrel ................................................................48 Figure 46: Déflecteur .........................................................................................................50 Figure 47: FWKO - Free Water Knock Out ........................................................................50 Figure 48 : Séparateur Cyclone vertical.............................................................................51 Figure 49 : Principe de fonctionnement du séparateur à effet Cyclonique.........................52 Figure 50 : Vue en coupe d’un cyclone..............................................................................52 Figure 51 : Vue d’un interne multicyclone..........................................................................52 Figure 52 : Exemple de séparateur multicyclonique ..........................................................53 Figure 53 : Vue en coupe d’un Demister............................................................................54 Figure 54 : Slug Catcher....................................................................................................55 Figure 55 : Séparateur triphasique horizontal DS301 lors de son transport ......................63 Figure 56 : Photo du séparateur triphasique horizontal DS303 lors de son installation .....64 Figure 57 : PFD d’une séparation ......................................................................................65 Figure 58 : Exemple de PID d’une séparation de GIRASSOL ..........................................67 Figure 59 : Plan d’un scrubber aspiration compresseur.....................................................68 Figure 60 : Plan d’un slug catcher .....................................................................................69 Figure 61 : Exemple typique d’un séparateur horizontal....................................................70 Figure 62 : Exemple typique de séparateur de production ................................................70 Figure 63 : Les différents trajets des gouttelettes dans les cas les plus défavorables à la décantation.................................................................................................................72 Figure 64 : Trajectoire d’une gouttelette dans un séparateur horizontal ............................73 Figure 65 : Comparaison des résultantes selon types de séparateurs ..............................74 Figure 66 : PFD - Séparateurs triphasiques DS301/DS302/DS303 sur Girassol...............77 Figure 67 : Schéma de principe d’un séparateur ...............................................................79 Figure 68 : Capteur transmetteur de niveau ......................................................................79 Figure 69 : Niveau à Glace ................................................................................................80 Figure 70 : Vanne de régulation automatique (1)...............................................................80 Figure 71 : Vanne de régulation automatique (2)...............................................................80 Figure 72 : Transmetteur de Pression ...............................................................................81 Figure 73 : Soupape de sécurité........................................................................................81 Figure 74 : Manomètre.......................................................................................................81 Figure 75 : Thermomètre ...................................................................................................82 Figure 76 : Capteur et transmetteur de température..........................................................82 Figure 77 : Vanne manuelle...............................................................................................82 Figure 78 : Débitmètre à orifice..........................................................................................83 Figure 79 : Débitmètre à Vortex.........................................................................................83 Figure 80 : Vue des paramètres à surveiller ......................................................................85 Figure 81 : Vue d’un séparateur horizontal triphasique avec ses éléments de sécurité ....88
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13. SOMMAIRE DES TABLES Table 1: Essais de séparation d’un fluide réservoir ...........................................................17 Table 2 : Comparaison des performances des différents types de séparateurs ...............56 Table 3: Diagnostique des pannes dans le cas d'entraînement de liquide vers la sortie liquide .........................................................................................................................98 Table 4: Diagnostique de pannes dans le cas de l'impossibilité de maintenir un niveau de liquide constant...........................................................................................................99
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14. CORRIGE DES EXERCICES 1. Quels sont les trois éléments de l’effluent (sans parler des sédiments) qu’un séparateur triphasique dissocie ? Gaz – Huile - Eau 2. Le séparateur sépare les composants de l’effluent par différence de densité. Vrai
3. Le pétrole brut n’a besoin d’aucun traitement pour être commercialisé. Faux
4. Donner deux raisons techniques pour lesquelles l’on doit traiter l’effluent ? Produits st ables (spécification de tension de vapeur à respecter ; pour cela on doit stabiliser le brut) Produits m esurables ( c’est à dire qu’on peut le compter, sans eau, sans sédiments, sans gaz afin de connaître exactement les quantités vendues) Produits pom pables (il faut véhiculer le brut du terminal au pétrolier, et du pétrolier à la raffinerie) Produits non incrustants (c’est à dire que ces produits n’ont pas la propriété de recouvrir les corps, les tuyaux les citernes d’une couche minérale par exemple dépôts de sulfates carbonates etc…)
5. Donner une raison commerciale pour laquelle l’on doit traiter l’effluent ? Produits anhydres (les clients ne veulent pas transporter de l’eau) Produits non corrosifs (protection du pétrolier, des raffineries et des clients : sels - H 2S)
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6. Donner une raison environnementale pour laquelle l’on doit traiter l’effluent ? Pour rejeter dans le milieu environnant, sans pollution, les constituants sans valeur commerciale (eaux de production) 7. Que signifient les initiales R.V.P. ? Reid Vapour Pressure 8. La spécification de RVP (tension de vapeur) est liée à la teneur en gaz dissous dans le brut. Vrai
9. Plus la teneur en gaz dissous diminue, plus la RVP du brut va croître. Faux
Plus la teneur en gaz dissous augmente, plus la RVP du brut va croître. 10. Sur des gisements éruptifs et dont la pression de tête de puits est supérieure à la pression atmosphérique, quel est le moyen le plus simple que l’on utilise pour stabiliser un brut ? Le moyen le plus simple est de lui faire subir un certain nombre de séparations à des pressions décroissantes (séparation multi étagée) et de séparer le gaz obtenu à chacun des étages de séparation. 11. Compléter le schéma de principe de la séparation
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12. Où sont situés les séparateurs sur la chaîne de traitement huile ? Au
début
13. Quels sont les deux types principaux de séparateur qui existent ? Horizontaux - Verticaux 14. En utilisant les définitions du schéma ci-dessous, retrouver l’emplacement des bonnes pressions.
15. Sur ce diagramme P – T représentant l’évolution du fluide au cours de son trajet (tracé rouge), retrouver l’emplacement des bonnes pressions. P PG
Liquide
PF
Pb 100 %
Vapeur
PT
0% PD
PC 0 Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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16. En général, la spécifications en RVP du produit fini se situe entre : 7 et 10 psi.
17. En général, la teneur en eau au départ de l’installation est de : 0,1 % vol En général, la teneur en H2S au départ de l’installation se situe entre :
18.
Méditerranée :
30 et 40 ppm masse
Moyen-Orient :
70 et 80 ppm masse
19. En général, la teneur en sel au départ de l’installation est de : 40 - 60 mg/l NaCl 20. Compléter le schéma suivant :
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21. Sur le schéma suivant, indiquer, par des lettres (A-B-C-D), les sections principales d’un séparateur horizontal.
22. Sur le schéma suivant, indiquer, par des lettres (A-B-C-D), les sections principales d’un séparateur vertical.
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23. Sur le schéma suivant, indiquer, par des lettres (A-B-C-D), les sections principales d’un séparateur sphérique.
24. En général est qualifié d’eau libre, l’eau qui se sépare en : 5
minutes
25. L’avantage principal du séparateur vertical est qu’il peut accepter des bouchons liquides plus importants sans entraînement excessif dans le gaz. Vrai
26. Les ballons d’aspiration des compresseurs (scrubber) sont des exemples de ballons verticaux Vrai
27. Quel type de fluide est traité dans un scrubber : Des
gaz humides
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28. Le déflecteur est situé à la sortie liquide du séparateur et sert à collecter ces mêmes liquides. Faux
Le gaz entrant dans le séparateur est dévié vers le bas par un déflecteur placé sur la ligne d’entrée du ballon. 29. Compléter le schéma suivant, représentant les internes d’un séparateur vertical diphasique huile/gaz :
30. L’anti-vortex empêche le gaz de quitter le séparateur avec les liquides. Vrai
31. L’extracteur de brouillard empêche les liquides de sortir par la sortie gaz. Vrai
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32. Compléter le schéma suivant, représentant les éléments externes d’un scrubber :
33. Compléter le schéma suivant, représentant les éléments internes d’un séparateur horizontal : Section d e tranquilisation
Extracteur de brouillard Chambre secondaire
Chambre primaire Diffuseur Entrée gaz + liquides
Purge Chassis
Chambre de décantation
Cloison de séparation
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Cloisons antivague
Anti Vortex
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34. 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. Vrai
35. La cloison de séparation a pour objet principal de favoriser le by-passage de la section de tranquillisation par le gaz. Faux
La cloison de séparation a pour objet principal d’éviter le by-passage de la section de tranquillisation par le gaz, et également d’éviter la formation de vagues à la surface du liquide par le gaz. 36. Cet interne est un :
Sand
Jet
37. Le séparateur horizontal deux tubes à l’avantage d’éviter les réentraînements. Vrai
38. Le séparateur horizontal, deux tubes, permet une meilleure séparation de l’effluent lorsque celui-ci comporte beaucoup de bouchons liquides. Vrai
39. Les séparateurs sphériques sont réservés au puits à GOR très élevé. Vrai
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40. Les séparateurs sphériques fonctionnent toujours en triphasique. Faux
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. 41. La notion de wash tank est attachée au principe qui consiste à faire barboter la production dans de l’eau maintenue en fond de bac. Vrai
42. Les temps de séjours dans les wash tank sont faibles. Faux
43. Le séparateur vertical à effet cyclonique est surtout utilisé sur les systèmes de traitement de gaz. Vrai
44. Pour le séparateur à effet cyclonique le fluide entre tangentiellement dans l’appareil. Vrai
45. Pour le séparateur à effet Vortex le fluide entre tangentiellement dans l’appareil. Faux
Le fluide entre dans l’axe du séparateur Où se situe le Slug Catcher sur la séparation ?
46.
En
amont
C'est une installation qui sert de tampon en sortie de ligne ; son rôle est d'absorber les les « bouchons de liquide » qui se forment dans les pipes di ou triphasiques. Support de Formation: EXP-PR-EQ080-FR Dernière Révision: 11/04/2007
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47. Le rôle du slug Catcher est d'absorber les différences de débit entrant, de manière à fournir un fluide à débit régulier aux installations en aval de ce dernier Vrai
48. Parmi les trois types principaux de séparateurs (horizontaux, verticaux, sphérique), quel est celui qui a la capacité la meilleure à diamètre égal ? Le
séparateur horizontal
49. Que signifient les initiales PFD en anglais ? Process Flow Diagram 50. Que signifient les initiales PID en anglais ? Piping & Instrumentation Diagram 51. Le temps minimum de décantation est le temps nécessaire pour qu’une bulle de gaz traverse la couche liquide dans le cas d’une séparation diphasique. Vrai
52. Le temps de décantation est le temps nécessaire pour que les gouttelettes d’huile ou d’eau traversent les couches d’eau et d’huile dans le cas d’une séparation triphasique. Vrai
53. L’arrêt d’un séparateur est-il critique pour le bon fonctionnement de l’installation ? Oui
Un arrêt d’un séparateur entraînera un arrêt de production.
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54. Quel est le nom de ces équipements ? Capteur transmetteur de niveau
Niveau à Glace
Transmetteur de Pression
Soupape de sécurité
Vanne manuelle
Vanne de régulation automatique
Débitmètre à orifice
Capteur et Transmetteur de température
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55. Quels sont les paramètres de séparation qui permettent de satisfaire à la spécification de tension de vapeur R.V.P. ? La pression La température Le niveau 56. Citer trois contrôles à effectuer lors de la surveillance de l’équipement « séparateur» Observer les variations de niveau, de pression, de température et des instruments de contrôle de flux pour voir si ces derniers contrôlent bien dans les gammes désirables appropriées. Le diaphragme de positionnement des vannes de contrôle doit fonctionner. Pour cela l’opérateur, en liaison avec la salle de contrôle, et selon les possibilités du site, devra de temps en temps, s’assurer en effectuant une manœuvre d’ouverture ou de fermeture complète sans restriction. Les niveaux à vue devront être drainés et nettoyés de temps en temps pour les lectures fausses. (vannes à billes testées, non bouchage des piquages) S’assurer de l’absence de fuite 57. En marche normale les SDV sont fermées et la BDV est ouverte : Faux
BDV vers torche – SDV entrée/sorties séparateur 58. Les capteurs et vannes assurant une fonction sécurité sont distincts des organes de contrôle du procédé Vrai
59. Il n’existe pas de système de protection pour les surpressions / dépressions Faux
Soupapes
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