03 PRO EXP3 S3 G1 Cours 11 16 Avril [PDF]

Zitiervorschau

FORMATION PROFESSIONNALISANTE PRO/EXP3 GROUPE 1 

Sécurité Industrielle  Traitements des effluents : Huile – Réseaux de  collectes et terminaux  HMD / Centre IAP – 11 - 16 Avril 2015  M. Francis SAINT‐MARTIN

Traitements des bruts

EP 20885_a_F_ppt_00 séparation gaz liquide intro

Installations de surface type

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EP 20885_a_F_ppt_00 séparation gaz liquide intro

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Traitements des bruts

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EP 20885_a_F_ppt_00 séparation gaz liquide intro

Traitements des bruts Résumé 

STABILISATION (libération du gaz) • Satisfaire spécification RVP ou TVR * • Problème potentiel : moussage



ADOUCISSEMENT • Satisfaire spécification H2S et plus généralement toutes les spécifications concernant les composés sulfurés



DÉHYDRATATION/DESSALAGE • Satisfaire spécification teneur en eau BSW** • Satisfaire spécification teneur en sels • Problème potentiel : émulsion

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*RVP : Reid Vapor Pressure ou TVR : Tension de vapeur Reid **BSW: Basic sediments & water

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Stabilisation des bruts

EP   20250_b_F_ppt_00 – STABILISATION DES BRUTS

SOMMAIRE



STABILISATION DES BRUTS (= DÉGAZAGE) • Par séparation multi étagée (méthode conventionnelle) – "Multiple Stage Separation" (MSS)

• Par colonne de stabilisation

EXEMPLES DE SCHÉMAS DE STABILISATION DE BRUTS

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

2

Stabilisation des bruts – Objectifs 

Abaisser la PRESSION DE VAPEUR du brut à une valeur permettant manipulation et  transport EN TOUTE SECURITE Plage des spécifications de pression de vapeur Reid (RVP) pour manipulation et  stockage en conditions atmosphériques : maximum = 12 psi a



Produire le maximum de LIQUIDES aux conditions atmosphériques



Prévenir ou limiter la production de gaz associé aux conditions atmosphériques



Récupérer INTEGRALEMENT le gaz associé (ou le maximum possible)



Note : • Pendant la stabilisation, les composés les plus volatils sont éliminés sous forme de vapeur et forment le gaz associé. L’H2S et autres composés soufrés volatils sont entraînés mais un adoucissement supplémentaire peut être nécessaire • Les spécifications sont fixées par négociation entre l’acheteur et le vendeur et varient au cas par cas

00004F

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Stabilisation des bruts – Block flow diagram

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

Par séparation multi étagée (méthode conventionnelle) – "Multiple Stage Separation" (MSS)



Par colonne de stabilisation

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Multiple Stage Separation (MSS) – Méthode  conventionnelle 

Utilisation d’une série de séparateurs flash (séparation multi‐étages)  fonctionnant sur une plage de pressions allant approximativement de la pression  en tête de puits à la pression atmosphérique.



Le torchage du gaz associé n’est plus accepté (nouveaux projets) pour des  raisons environnementales, c’est pourquoi, pour récupérer les liquides du gaz  associé et du gaz naturel, on adjoint la recompression de vapeur à la séparation  de l’huile brute de base Le niveau de recompression dépend de la destination finale du gaz associé Gaz ass. HP

Séparateur 1

Puits de production  huile brute

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Eau libre

Séparateur 3

Eau libre

Réchauffeur Eau libre (le cas échéant)

Gaz ass. BP

Séparateur 4

Ballon de  dégazage

Bac de stockage

spéc. RVP Déshydratation &  dessalage du brut

Refroidisseur (recommandé)

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Eau libre

Séparateur 2

Torche LLP (débit 0)

Gaz ass.  MP – BP

Gaz ass. MP

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Procédé MSS – Exemple 1 : UM SHAIF – ADMA (ABU  DHABI)

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Procédé MSS – Exemple 2 : FAHAHIL – QGPC ONSHORE  (QATAR)

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Procédé MSS – Recompression du gaz associé

Facilités pour  Gaz associé (Unité de traitement)

Système refroidisseur Torche TBP Ballon de  dégazage

Séparateur 1

Brut venant des  puits producteurs

Séparateur 3

Eau libre

Eau libre

Réchauffeur (si nécessaire)

Eau libre

Séparateur 4

Bac de stockage

Spéc. RVP Déshydratation & dessalage du brut

Refroidisseur (recommandé)

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Eau libre

Séparateur 2

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Procédé MSS – Critères de dimensionnement 1 ‐ La pression du séparateur primaire est déterminée par les conditions de réservoir et les caractéristiques d’écoulement des fluides (perte de charge & dépression de température) dans les tubes et lignes de production Plus la pression de service est élevée, plus la puissance de compression est faible 2 ‐ La pression du dernier étage de séparation est déterminée par les conditions du stockage atmosphérique ou du pétrolier (ou du transport par pipeline) 3 ‐ Le nombre (et la pression) des étages de séparation intermédiaires sont ajustés de façon à maximiser la production de brut Ce nombre dépend de la pression du premier et du dernier étage. Il y en a généralement pas plus de 4 et pas moins de 1 (sans compter le bac de stockage) REGLE EMPIRIQUE :

4 ‐ Au besoin, l’échange de chaleur favorise la séparation des phases (vapeur‐liquide et eau‐liquide) et permet un contrôle direct sur la qualité du produit final EP   20250_b_F_ppt_00 – STABILISATION DES BRUTS

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les pressions approximatives des séparateurs peuvent être calculées à partir de : R = (PFirst / PLast) 1/ (n‐1) où : R = ratio par étage ; PFirst = pression du premier séparateur ; PLast = pression du dernier séparateur (à peu près atmosphérique) ; n = nombre d’ “étages” (= séparateurs)

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Procédé MSS – Nombre d’étages de séparation

PRESSION DU PREMIER  SÉPARATEUR (bar a)

NOMBRE D’ÉTAGES DE SÉPARATION  TYPIQUEMENT INSTALLÉS (*)

1,5 à 5

1

5 à 20

1 à 2

20 à 35

2

35 à 50

2 à 3  (**)

>  50

3  (**) © 2015 ‐ IFP Training

(*) N’inclut ni le ballon de dégazage (“Degassing Drum”) ni le stockage (**) 4 étages peuvent être appropriés pour des débits élevés (>100 000 Stobpd)

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EP   20250_b_F_ppt_00 – STABILISATION DES BRUTS

Procédé MSS – Influence du nombre d’étages de  séparation sur les caractéristiques de l’huile stabilisée Exemple de N’Kossa : 

G.O.R. = 1060 Sm3/Sm3 (5960 Scf/Stob) Débit effluent de puits = 31 445 kmol/h

Caractéristiques de l’huile produite  Aux conditions atmosphériques après  stabilisation

Caractéristique de la MSS

Nombre  d’étages

Pression de  chaque étage bar.a

Huile  Stabilisée Temp dernier  étage

Huile

Huile

Sm3/h

Gaz  associé

Temp

Sm3/h

°C

‐ 263 32 18 12,9

442 454 479 483 485

592 190 41 911 6957 4526 3581

46 87 89 94 94

10,65

486

2719

94

9,3 85 19,4   4,4 85     28 9,3  3,1

4(*)

85     24     7     2,5

97

Sm3/h

Gaz  associé  Sm3/h

°C

494 503 501 502 501

533 568 32 062 2116 390 0

‐ 164 ‐ 147 ‐ 80 ‐ 18 19

498

0

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psi

‐ 105 101 98 97

85

Avec  Temp.  refroidissement  de  à 15°C bulle 

°C

0 1 2 3 4

‐ 85

RVP

Sans refroidissement Après stabilisation

(*) Valeurs de design de N’Kossa EP   20250_b_F_ppt_00 – STABILISATION DES BRUTS

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Procédé MSS – Caractéristiques du gaz associé Étage 2

Étage 3

Étage 4

Pression                                              bar a Température                                         °C

85 105

24 102

7 99

2,5 97

Débit volume                                   Sm3/h % du gaz associé total                      vol % Masse molaire                             kg/kmol

497 409 93,7 21,1

22 939 4,3 24,3

7 232 1,4 32,7

3 319 0,6 46,3

0,56 1,10 78,89 11,04 3,44 0,59 0,99 3,39

0,23 1,25 66,21 16,56 6,47 1,17 1,99 6,12

0,06 1,18 42,02 23,31 13,17 2,78 4,92 12,56

0,01 0,71 16,28 22,77 20,56 5,39 10,13 24,15

COMPO. DU GAZ ASSOCIÉ (mol %) Azote CO2 Méthane Éthane Propane isoButane normalButane C5+

(*) Valeurs de design de N’Kossa

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Étage 1

Masse molaire de l'air = 28,92 g/mol environ  13

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Procédé MSS – Points à vérifier

1 ‐ RVP des bruts stabilisés (ou condensats) produits 2 ‐ Température d’ébullition des bruts ou condensats produits à la  pression atmosphérique 3 ‐ Débit de brut et de gaz associé aux conditions du bac de stockage

Note : pour éviter les pertes de production par dégazage de l’huile dans le stockage de bruts  (ou de condensats), le débit de gaz associé doit être égal à zéro. Le respect de cette exigence  peut conduire à une production de bruts ou de condensats ayant une RVP inférieure à celle  exigée par les spécifications © 2015 ‐ IFP Training

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

Par séparation multi étagée (méthode conventionnelle) – "Multiple Stage Separation" (MSS) Étude de cas



Par colonne de stabilisation

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EP   20250_b_F_ppt_00 – STABILISATION DES BRUTS

STABILISATION DES BRUTS PAR  DISTILLATION

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Stabilisation des bruts – Colonne de stabilisation

Facilités pour Gaz associé (Unité de traitement si nécessaire) Condenseur

Système refroidisseur

Séparateur 1

Ballon Reflux

Colonne de Stabilisation  Déshydratation &  dessalage du brut

Eau libre

Rebouilleur

Brut venant des  puits producteurs

Brut traité

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System réchauffeur

Eau libre

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Stabilisation des bruts – Colonne de stabilisation Utiliser une colonne de distillation avec section de rectification (top de colonne) et condenseur ou section de stripage seule alimentée au niveau du plateau supérieur (pas de section de rectification ni de condenseur)

Avantages 

Permet une séparation de meilleure qualité des composants du brut et une stabilisation du brut très léger (G.O.R. > 600 Sm3/Sm3) ou des condensats (augmente le taux de production du brut à RVP constante et la densité API du produit de brut)

Inconvénients 

 



Peut fonctionner à une pression supérieure (7 à 10 bar.a) à celle d’une séparation multi‐ étages, ce qui réduit les besoins en énergie pour la compression du gaz associé 



Permet l’export de brut avec une teneur en H2S de 50 à 60 ppm poids maximum



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La hauteur de la colonne (20 à 25 plateaux réels dans la section de stripage) peut imposer une augmentation des coûts de la logistique de construction Source de chaleur importante pour les besoins du rebouilleur (température rebouilleur # 200°C) Système complexe et peu souple, très difficile à actionner (un seul stabilisateur a une flexibilité limitée pour traiter la totalité de l’écoulement des fluides du réservoir. Peu souple pour gérer les variations du rapport gaz‐huile) Risque d’encrassement du rebouilleur L’eau de production ou la SAUMURE créent des problèmes de fonctionnement (nécessité de diluer l’eau pour faciliter le dessalage de l’eau, éviter la formation de sel et le colmatage des tubes du rebouilleur, donc leur éventuelle corrosion).

Conséquence : très peu d’installations sur le terrain utilisent ce système PAS RECOMMANDE EP   20250_b_F_ppt_00 – STABILISATION DES BRUTS

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Exemples de schémas de  stabilisation de bruts

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Exemple 1: Stabilisation de brut sur FPSO Train de Compression Gaz

R I S E R S

M A N I F O L & D

20 b 10 b

90 C

50 C

0.5 b 88 C RVP = 10 psia

1er étage

Déshydrateur

2em étage

4.5 b 88 C

Dessaleur

EC GX GX

EC

Séparateur  de test

GX

EC GX

Stockage huile 50 °C

EXPORT  HUILE EP   20250_b_F_ppt_00 – STABILISATION DES BRUTS

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Traitement Eaux de Production

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Exemple 2: PFD d’ALWYN – Stabilisation du brut

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Exemple 3: PFD de N‘KOSSA – Stabilisation du brut

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Exemple 4: PFD du BRENT – Stabilisation du brut

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RETENIR L’ESSENTIEL La MSS est le procédé conventionnel de stabilisation de l’huile



Plus le nombre d’étages d’un procédé MSS est grand, plus la récupération d’huile est importante (donc plus faible le débit de gaz associé), plus le degré API est  important et plus la RVP de l’huile exportée est basse



La pression du premier séparateur est un compromis entre les contraintes du  réservoir et celles du procédé



La pression du dernier séparateur est la plus basse possible (presque  atmosphérique)



La pression des séparateurs intermédiaires doit être choisie de façon à avoir des  rapports de pression relativement constants entre deux séparateurs consécutifs



La température des séparateurs diminue généralement, en raison du dégazage  (évaporation) de l’huile dû à l’expansion



Dans certains cas, il est nécessaire de réchauffer l’effluent pour faciliter le  dégazage. Cette opération ne doit pas se faire en amont du premier séparateur (BSW élevé, écoulement par bouchons, risques d’encrassement dû aux  sédiments, pression plus élevée…)

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

24

Séparateurs

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Sommaire

Types de séparateurs



Internes de séparateurs



Dimensionnement des séparateurs

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

3

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Types de séparateurs Terminologie Séparateurs diphasiques Séparateurs triphasiques Comparaisons  Séparateurs à Gouttières

"Slug catchers"

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Séparateurs test

5

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Types de séparateurs – Terminologie 

Qu’est‐ce qu’un séparateur ?  Un conteneur servant à recevoir / traiter les fluides dans les installations de  traitement huile & gaz à pression et température élevées



Exemples types



Facteur commun – LA SEPARATION

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• Séparateur diphasique : capacité horizontale, verticale ou sphérique, permettant la  séparation de deux phases : le gaz, qui sort par le haut, et les liquides (huile + eau), qui  sortent par le bas • Séparateur triphasique : capacité horizontale, verticale ou sphérique, permettant la  séparation de trois phases : gaz, huile et eau • Séparateur d’entrée : le premier séparateur après la tête de puits • FWKO (Free Water Knock Out), séparateur d’eau libre : séparateur diphasique, utilisé  pour éliminer l’eau libre ou liquide (extraite au fond) des hydrocarbures (huile + gaz)  quittant le séparateur par une buse de sortie COMMUNE située dans la partie supérieure • Epurateurs de gaz (Gas Scrubber) : servent à éliminer les gouttelettes de liquide du gaz  avant la compression • Assécheurs de gaz amont torche (Flare Knock Out Drum) : servent à éliminer les  gouttelettes de liquide du gaz avant la combustion • Collecteur de condensats : séparateur (ballon Finger Technology) installé au point  d’arrivée d’un pipeline diphasique ou multiphasique, servant à séparer les liquides du gaz  et à assurer un écoulement relativement stable des liquides et du gaz pour les  traitements en aval

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Types de séparateurs – Terminologie – Exemples 

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Séparateur Horizontal

Gas Scrubber 7

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Types de séparateurs – Séparateurs diphasiques

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SÉPARATEUR DIPHASIQUE HORIZONTAL EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

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Types de séparateurs – Séparateurs diphasiques

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SÉPARATEUR DIPHASIQUE VERTICAL 9

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Types de séparateurs – Séparateurs diphasiques

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SÉPARATEUR DIPHASIQUE SPHÉRIQUE EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

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Types de séparateurs – Séparateurs triphasiques Sortie gaz

Extracteur de brouillard

Alimentation

Gaz

Contrôleur de niveau d'eau

Contrôleur de niveau d'huile

Huile

Huile

Eau © 2015 ‐ IFP Training

Eau

SEPARATEUR TRIPHASIQUE VERTICAL 11

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Types de séparateurs – Séparateurs triphasiques

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SEPARATEUR TRIPHASIQUE HORIZONTAL EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

12

Types de séparateurs – Séparateurs triphasiques

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SEPARATEUR TRIPHASIQUE HORIZONTAL 13

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Types de séparateurs – Séparateurs triphasiques

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SÉPARATEUR TRIPHASIQUE HORIZONTAL EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

14

Types de séparateurs – Comparaison



Avantages des séparateurs horizontaux • Séparation plus efficace pour les liquides • Capacité plus importante à diamètre donné • Moins coûteux à capacité donnée • Plus facile à transporter et installer (skid)



Avantages des séparateurs verticaux • Contrôle du niveau de liquide plus facile • Mieux adapté aux sables et sédiments © 2015 ‐ IFP Training

• Moindre encombrement

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EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Types de séparateurs – Séparateurs à gouttières

GAZ

Extracteur de  brouillard ENTRÉE

Diffuseur Plaques  inclinées

HUILE

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SÉPARATEURS À GOUTTIERES POUR TRAITEMENT DES MOUSSES

16

Types de séparateurs – Séparateurs de test

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SEPARATEUR DE TEST 17

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Types de séparateurs – Slug catchers

South Pars (Golfe Persique) 

Peciko onshore plant (Indonésie)

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SEPARATEUR SLUG CATCHERS DU TYPE « FINGER » EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

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Types de séparateurs – Slug catchers

SLUG CATCHERS DU TYPE «FINGER»

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SLUG CATCHERS DU TYPE « VESSEL » OU « BOTTLE EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

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Internes des séparateurs Vue d’ensemble Diffuseur d’entrée Section coalescente Plaques “Dixon” Extracteur de brouillard Dispositif Anti‐vortex (“Vortex breakers”)

Dispositif anti‐vagues

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Dispositif de dessablage

Instrumentation EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

21

Internes des séparateurs : vue d’ensemble

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EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

22

Internes des séparateurs : vue d’ensemble

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23

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Internes des séparateurs: Diffuseur d’entrée Centrifugation  ou Changement brutal de direction

Vane distributors

Dual vane SCHOEPENTOETER

Multi vane

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Deflector baffle © 2015 ‐ IFP Training

Multi vane (for vertical vessel only)

Diverter plates

24

Diffuseur d’entrée

Round entry Tee distributor

Straight entry

Effet centrifuge  créé  par diffuseur d’entrée

Tangential inlet entry arrangement (vertical vessel)

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Half open pipes EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Multi cyclones inlet device

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Internes des séparateurs : section coalescente Utilisation de plaques gaufrées (“vanes”),…  pour retirer les gouttelettes de liquide du gaz

VANEPACK

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Internes des séparateurs : dixon plates

PLAQUES "DIXON"

Section X ‐ X

Plaques inclinées à 45°



En présence d’une large surface de contact avec la mousse, elles améliorent  l’efficacité du produit antimousse injecté en amont



La composante liquide résultante s’écoule vers le fond du séparateur



Les plaques DIXON ont besoin de produit anti‐mousse pour un fonctionnement  efficace

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

27

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Internes des séparateurs : extracteur de brouillard Utilisation de matelas (mesh) dévésiculeurs, ou plaques gaufrées (“vanes”),…  Afin d’extraire les gouttelettes de liquide du gaz Matelas coalesceur (Demister, mesh) Plaques gaufrées (vanes)

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Extracteur de brouillard

Séparateur horizontal débit gaz vertical

Séparateur horizontal débit gaz horizontal axial 

Séparateur vertical  débit gaz horizontal

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Séparateur vertical  débit gaz vertical

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Internes des séparateurs : dispositif anti‐vortex Installé surtout sur les orifices de sortie des LIQUIDES (Huile et Eau),  afin d’éviter le développement d’un vortex (effet cyclonique), provocant l’entraînement du gaz par le liquide (carry‐through)  Mauvais dégazage de l’huile  Cavitation des pompes…

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ANTI‐VORTEX SUR SORTIE GAZ

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ANTI‐VORTEX SUR SORTIE LIQUIDE

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Internes des séparateurs : dispositif de dessablage

Pour l’extraction des sédiments  accumulés au fond du séparateur, sans ouverture de la capacité TECHNOLOGIE TORE®

"SAND JETTING"

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Technologie tore

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Internes des séparateurs : dispositif anti‐vagues Résorbe les vagues générées dans le séparateur par les arrivées de  bouchons de liquides (“slugs”) accumulées dans la ligne d’entrée

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Internes: autre exemple Sortie  gaz Éliminateur de  gouttelette (vane pack)

Entrée

Déflecteurs  type cyclone

Anti  vortex

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Sortie  liquide

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Cloison (section  partielle) perforée

Éliminateur de  gouttelette (vane pack)

Déflecteurs  type cyclone

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Cloison (section  complète) perforée

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EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Internes: autre exemple

Éliminateur de gouttelette (vane pack)

Diffuseur  entrée huile Plaque verticale perforée (anti‐vague) 3 plaques parallèles  Dans partie décantation

Déversoir séparation  compartiment eau / huile

6 cyclones

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Système anti‐vortex sur sortie liquide

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Un sand jet

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Séparateurs : exemple 1 de "datasheet"

© 2015 ‐ IFP Training

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

37

Séparateurs : exemple 2 de "datasheet"

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38

Séparateurs : exemple d’arrangement

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39

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Séparateurs : instrumentation

PC PRV

GAS

PCV

PI

PSH PAH

GAS

PAL SDV TI

LC

PSL LSH LI

heater

LAH

LDAH LI

LDAL LDSL

WATER

LAL

O I L

LSL

LDC SDV

SDV

LCV

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

WATER

O I L

LCV

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DRAIN

40

Instrumentation sécurités: Exemple séparateur ROSA SBDV 3509

24’’

Sortie gaz

20’’

Vers torche HP

Entrée  effluent 2/3

LSHH3507

PSHH3507 PSLL3507 2

1

LDSLL3511

1

HARD HIPS  2oo3

LSLL3506

LSLL3507 2/3

LV1 3508

Soft HIPS 2oo3

24’’ Sortie  huile

LV2 3508 SDV 3506

LDV3510 1&2 Sortie hydrocyclone

SDV 3507

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SDV 3505

2

3

LDSLL3505

20’’ Vers  hydrocyclone

ESD2

3

LAHL3508

TSHH3507

LSHH3506

SDV 3508 41

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Instrumentation contrôle: séparateur ROSA Réseau torche HP

FPY3000

H PT 3510 LDIC 3510

L Vers sortie gaz du DS301

LDT 3510

Entrée  effluent

Contrôle P

FQI 3505

FT 3505

DS 351

TIC 3504

LT 3508

TT 3504

LCI 3508 OCWR Split range LV1 3508 EC301 A/B

Sortie eau Vers hydrocyclone

Contrôle interface

LV2 3508

TV4522 EC451 Contrôle T

100%

55%

80%

Ouverture vanne Signal sortie LIC 3508

0% 0% EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

25% 50%

© 2015 ‐ IFP Training

LDV1 / LDV2 Sortie eau IG450

Sortie  huile

100% 42

Contrôle Pression HK3000 Sélecteur 4 positions 1- DS301 & DS351 2- DS301 3- DS351 4- DS304 test: quand il est utilisé comme 1er étage

H

PIC2 3113-(DS304 test)

PIC2 3003

PY 3510 FPY 3000

H FQI 3505

PY3003A/B Load Sharing Compression HP

HK3000

>

L

OCWR PIC1 3003

Torche HP

H L

+

PV2 3003

L

PV1 3003

H

FT 3505

FQI 3000

PT 3506

L H

FT 3000

FT 3001

FQI 3001

L

PT 3003

DS 351 Séparateur ROSA

Compression gaz © 2015 ‐ IFP Training

DS 301 Séparateur

Girassol

43

EP   20246_b_F_ppt_01 – SEPARATEURS  

Contrôle Température Entrée  effluent T° huile TT du DS 351 3504

DS 351 Huile vers 2ème étage

TIC 3504

TY