La Separation [PDF]

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LE PROCESS LA SÉPARATION

MANUEL DE FORMATION COURS EXP-PR-PR070 Révision 0.1

Exploration et Production Le Process La Séparation

LE PROCESS LA SÉPARATION SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................6 2. LES FONCTIONS DE LA SEPARATION.........................................................................7 2.1. INTRODUCTION.......................................................................................................7 2.2. POURQUOI TRAITE-T-ON L’EFFLUENT?...............................................................8 2.3. DÉFINITIONS D’UN SÉPARATEUR.......................................................................11 2.4. LE PRODUIT FINI ...................................................................................................12 2.4.1. RAPPELS DE BASE.........................................................................................12 2.4.1.1. Densité .......................................................................................................12 2.4.1.2. Point d'écoulement.....................................................................................13 2.4.1.3. Viscosité.....................................................................................................13 2.4.1.4. Définition de la tension de vapeur (TVP)....................................................14 2.4.1.5. Définition de la tension de vapeur REID (TVR ou RVP).............................14 2.4.2. Caractérisation du produit.................................................................................15 2.4.3. Évolution de l'effluent........................................................................................19 2.4.4. Les spécifications du produit.............................................................................21 2.4.4.1. Spécification en H2S...................................................................................23 2.4.4.2. Teneur en eau et en sel acceptaple pour le transport ...............................23 2.4.4.3. Teneur en eau et sel « Raffinage » ............................................................24 2.5. L’IMPORTANCE DE LA SEPARATION ..................................................................25 2.6. EXEMPLE D’UN SEPARATEUR.............................................................................26 2.7. EXERCICES ...........................................................................................................27 3. FONCTIONNEMENT DE LA SEPARATION..................................................................31 3.1. INTRODUCTION.....................................................................................................31 3.2. LES SECTIONS ......................................................................................................34 3.2.1. La section de la séparation primaire .................................................................34 3.2.2. La section de la séparation secondaire ............................................................35 3.2.3. La section de coalescence ...............................................................................35 3.2.4. La section de collecte .......................................................................................36 3.3. LES PROCESSUS ..................................................................................................37 3.3.1. Processus d’évolution des hydrocarbures en exploitation ................................37 3.3.2. Processus éclair ou flash..................................................................................39 3.3.3. Processus différentiel .......................................................................................40 3.3.4. Processus composite........................................................................................41 3.3.5. Comparaison entre les processus éclair et différentiel .....................................43 3.4. APPLICATION A LA SEPARATION SUR CHAMPS ...............................................44 3.4.1. Application ........................................................................................................44 3.4.2. Exemple d’application.......................................................................................46 3.4.2.1. Données.....................................................................................................46 3.4.2.2. Optimisation ...............................................................................................47 3.4.2.3. Choix du nombre d'étages .........................................................................50 Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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3.5. INFLUENCE DES PRESSIONS ET TEMPERATURES..........................................51 3.5.1. Exemple d’Ashtart (Tunisie)..............................................................................51 3.5.2. Exemple de Breme (Gabon) .............................................................................52 3.6. EXERCICES ...........................................................................................................54 4. LES DIFFERENTS PROCEDES DE SEPARATION .....................................................57 4.1. SÉPARATEUR HORIZONTAL ................................................................................57 4.1.1. Séparateur horizontal deux phases ..................................................................58 4.1.2. Séparateur horizontal trois phases ...................................................................59 4.1.3. Séparateur horizontal haute pression avec capacité de rétention liquide .........62 4.2. SÉPARATEUR VERTICAL .....................................................................................64 4.2.1. Séparateur vertical deux phases ......................................................................65 4.2.2. Séparateur Tri Phasique...................................................................................67 4.3. SEPARATEUR SPHERIQUE ..................................................................................68 4.4. SEPARATEUR A GOUTTIERES POUR LE TRAITEMENT DES MOUSSES.........69 4.5. RESERVOIRS DE DECANTATION ET WASH TANKS (Bacs de lavage) ..............71 4.6. FWKO (Free Water Knock Out)...............................................................................72 4.7. SÉPARATEUR « CENTRIFUGE »..........................................................................73 4.7.1. Séparateur à effet Cyclonique ..........................................................................73 4.7.2. Séparateur à effet Vortex..................................................................................76 4.8. ÉLIMINATEURS DE GOUTTELETTES (« DEMISTERS ») ....................................76 4.9. LE SLUG CATCHER...............................................................................................77 4.10. AUTRES TYPES DE PROCEDES DE SEPARATION SECONDAIRE .................77 4.10.1. Déshydrateurs électrostatiques ......................................................................77 4.11. Treater Heaters .....................................................................................................78 4.12. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES ........................79 4.12.1. Séparateur triphasique, FWKO.......................................................................79 4.12.2. Bacs ou Citernes de traitement batch.............................................................79 4.12.3. Wash-tank ou bac de décantation continue. ...................................................80 4.12.4. Treater-heater.................................................................................................81 4.12.5. Deshydrateur électrostatiques. ......................................................................81 4.12.6. Sommaire des avantages et inconvénients ....................................................83 4.13. EXERCICES .........................................................................................................84 5. REPRESENTATION ET DONNEES DES SEPARATEURS..........................................85 5.1. PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES (PCF/PFD).............................................85 5.2. PLOT PLAN ............................................................................................................88 5.3. PIPING & INSTRUMENTATION DIAGRAM (PID) ..................................................90 5.4. DATA SHEET D’UN SÉPARATEUR .......................................................................92 5.4.1. Scrubber d’aspiration compresseur ..................................................................92 5.4.2. Slug catcher......................................................................................................93 5.5. DIMENSIONNEMENT D’UN SEPARATEUR ..........................................................94 5.5.1. Exemple typique ...............................................................................................94 5.5.2. Dimensionnement.............................................................................................97 5.5.2.1. Séparateur vertical .....................................................................................97 5.5.2.2. Séparateur horizontal .................................................................................99 5.6. EXERCICES .........................................................................................................101 6. LES SEPARATEURS ET LE PROCESS .....................................................................102 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE ............................................................................102 6.2. PROCESS ASSOCIES .........................................................................................104 Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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6.2.1. Les produits chimiques ...................................................................................104 6.2.1.1. Les floculants ...........................................................................................104 6.2.1.2. Les coalescents .......................................................................................105 6.2.1.3. Les mouillants ..........................................................................................105 6.2.2. Utilisation des produits chimiques...................................................................105 6.3. EXERCICES .........................................................................................................107 7. LES AUXILIAIRES .......................................................................................................108 7.1. DISPOSITIFS DE CONTRÔLE DE NIVEAU .........................................................108 7.2. DISPOSITIFS DE CONTRÔLE DE PRESSION....................................................109 7.3. DISPOSITIFS DE CONTRÔLE DE TEMPERATURE ...........................................111 7.4. VANNES ...............................................................................................................111 7.5. DEBITMETRES.....................................................................................................112 7.6. EXERCICES .........................................................................................................113 8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT ...................................................................114 8.1. NORMAL OPERATING.........................................................................................114 8.1.1. Les paramètres de séparation ........................................................................114 8.1.2. Les contrôles à faire .......................................................................................115 8.1.3. Positionnement des vannes en marche normale ............................................115 8.1.3.1. Vannes de sécurité ..................................................................................115 8.1.3.2. Vannes de régulation ...............................................................................115 8.2. SECU OPERATING ..............................................................................................116 8.2.1. Alarmes et sécurités .......................................................................................117 8.2.2. Positionnement des vannes en ESD-1 ...........................................................118 8.2.2.1. Vannes de sécurité : ................................................................................118 8.2.2.2. Vannes de régulation : .............................................................................118 8.3. CAPACITES MAXI / MINI......................................................................................118 8.4. EXERCICES .........................................................................................................120 9. CONDUITE DE LA SEPARATION...............................................................................121 9.1. MISE EN SERVICE ET ARRÊT D’UN SÉPARATEUR .........................................121 9.1.1. Mise en service d’un Séparateur ....................................................................121 9.1.2. Arrêt d’un séparateur ......................................................................................122 9.2. MISE A DISPOSITION ..........................................................................................122 9.3. MAINTENANCE 1er DEGRE .................................................................................123 9.4. EXERCICES .........................................................................................................124 10. TROUBLESHOOTING...............................................................................................125 10.1. LES EMULSIONS ...............................................................................................125 10.1.1. Qu’est ce qu’une émulsion............................................................................125 10.1.2. Origines des émulsions ................................................................................125 10.1.3. Comment séparer .........................................................................................126 10.1.4. Floculation - coalescence .............................................................................127 10.2. LE MOUSSAGE ..................................................................................................128 10.2.1. Qu’est ce qu’est le moussage ?....................................................................128 10.2.2. Le traitement des mousses...........................................................................130 10.2.2.1. La tranquillisation ...................................................................................130 10.2.2.2. Le traitement chimique ...........................................................................130 10.2.2.3. Les « DIXON Plates » ............................................................................131 10.2.2.4. Le lavage en bain chaud ........................................................................131 10.3. RETOUR D’EXPERIENCE..................................................................................132 Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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10.4. EXERCICES .......................................................................................................133 11. GLOSSAIRE ..............................................................................................................134 12. SOMMAIRE DES FIGURES ......................................................................................135 13. SOMMAIRE DES TABLES ........................................................................................138 14. CORRIGÉ DES EXERCICES ....................................................................................139

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1. OBJECTIFS

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2. LES FONCTIONS DE LA SEPARATION 2.1. INTRODUCTION

Figure 1 : Situation de la séparation dans un traitement d’huile 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

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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. Le séparateur est l’appareil utilisé pour faire la séparation donc dissocier le pétrole, les gaz et l’eau contenus dans l’effluent à sa sortie d’un puits de production en agissant sur leur densité.

2.2. POURQUOI TRAITE-T-ON L’EFFLUENT?

Figure 3 : Schéma général du traitement des effluents de puits

Pour des raisons techniques : o Produits stables (spécification de tension de vapeur à respecter ; pour cela on doit stabiliser le brut) 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)

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o Produits pompables (il faut véhiculer le brut du terminal au pétrolier, et du pétrolier à la raffinerie) o 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 carbonatés etc…) Pour des raisons commerciales : o Produits anhydres (les clients ne veulent pas transporter de l’eau) o Produits non corrosifs (protection du pétrolier, des raffineries et des clients : sels – H2S) Pour assurer : o Le transport en toute sécurité (ça veut dire éviter tous les risques de monter en pression dans les pétroliers avec les risques d’explosion qui peuvent en découler) o La fourniture 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 rejetables, à condition de les traiter afin de préserver l’environnement. Comme nous venons de le voir, la stabilisation du brut produit par un gisement consiste à satisfaire certaines spécifications, notamment en RVP (Reid Vapor Pressure ou Tension de Vapeur Reid en français) 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. 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. 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 Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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dégazage ; ce chauffage peut être accompagné d’une distillation pour limiter les pertes en constituants « semi légers » ou « semi lourd » comme les C5, voire les C6 dans la phase gaz extraite du but. 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 » (revaporisation généralement à la vapeur d'eau, des fraction pétrolières pour en réduire la teneur en produits trop volatils) du brut pourra être installé en plus de la séparation. Dans ce cours, nous nous intéresserons au procédé qu’est la séparation. Ce procédé est l’un des plus important et souvent le plus utilisé dans une usine. Dans les chapitres qui suivent nous apprendrons ce que fait un séparateur, quelles sont les différentes parties qu’il utilise pour réaliser ce travail, et comment ces internes travaillent ensemble. Vous apprendrez aussi quelles 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 condensat. Les séparateurs gaz / huile. Les séparateurs d’eau libre. Les scrubbers (ex : ballon de torche) et filtres

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

2.4.1. RAPPELS DE BASE 2.4.1.1. Densité Pour l'huile

Densité =

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

Ainsi pour les exportations de produits : t = 15° C t’ = 4° C on note la densité d 15 4

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

Pour le gaz

Densité =

Masse volumique du gaz Masse volumique de l ' air

dans les mêmes conditions

Pour l'air sec Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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masse moléculaire :

28.966 g/mol,

masse volumique

1.2929 g/l,

:

volume moléculaire :

22.40 l/mol (0°C - 1 bar).

2.4.1.2. Point d'écoulement On refroidit le brut lentement et sans agitation. Le liquide finit par prendre en masse et ne s'écoule pas quand on maintient l'éprouvette horizontale. C'est le point de figeage. Si après refroidissement prolongée du produit, on le réchauffe, la température à laquelle il redevient fluide s'appelle le point d'écoulement. Ce point d'écoulement est supérieur de quelques degrés au point de figeage. En pratique, la mesure du point de figeage est effectuée et l'on prend : Pécoulement = Pfigeage + 3° C 2.4.1.3. Viscosité La viscosité est une grandeur physique qui mesure la résistance interne à l'écoulement d'un fluide, résistance due au frottement des molécules qui glissent l'une contre l'autre. La viscosité dynamique (ou absolue) mu s'exprime souvent en poises ou centipoises(cPo). Cependant l’unité légale de viscosité dynamique est le Pa.s. Le sous multiple pratique est le mPa.s qui vaut 1 cPo La viscosité cinématique est le rapport de la viscosité dynamique à la masse volumique mesurée à la même température. Elle s'exprimait en stokes (système d'unité C.G.S.) ou en centistokes. Selon le système internationnal(S.I.), l’unité de viscosité cinématique est le m2.s-1 et son sous multiple pratique est le mm2.s-1. v=

µ ρ µ = cpo = g/cm.s ρ = kg / m³ ou g/dm3 ou encore g/l v = csto

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La mesure de la viscosité cinématique est effectuée par mesure du temps t d'écoulement du produit entre deux traits repères d'un tube capillaire calibré. Mais bien souvent, on se contente d'utiliser des viscosimètres empiriques (temps d'écoulement d'une quantité standard de produit à travers un orifice calibré) étalonnés.

Remarque : Les Allemands utilisent le viscosimètre ENGLER, les Anglais le REDWOOD, qui sont basés sur le même principe. La viscosité s'exprime en degrés ENGLER ou secondes REDWOOD. La tendance actuelle est d'exprimer la viscosité cinématique en centistokes. La viscosité est un critère important pour apprécier les qualités de pompabilité des produits et le type d'écoulement dans les canalisations.

2.4.1.4. Définition de la tension de 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 (dans le cas d’un transport autre que oléoduc). 2.4.1.5. 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 °F (37.8 °C)

Figure 5 : Appareil de mesure de la RVP

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L’appareil de mesure de la RVP (Figure 16) 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) 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.

2.4.2. Caractérisation du produit Il est caractérisé : Par sa composition en éléments hydrocarbures Cn H2n+2 et de composés non hydrocarbures tels que : H2S N2 En % molaire par exemple H2 CO2 Sel Dans l’huile, dans l’eau Eau Sédiments - on note BSW =

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

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Par les caractéristiques suivantes : densité, point d'écoulement, viscosité, tendance à l'émulsion avec l'eau.

Exemple : Caractéristiques de l’effluent de ROSPO MARE Composition (%) : N2

1,927

CO2

0,428

H2S

présence

RHS

présence

C1

1,583

C2

0,774

C3

1,037

IC4

0,726

NC4

2,641

IC5

2,288

NC5

3,839

C6

10,021

C7+

74,736

masse molaire

544

masse spécifique

1 006 kg/m³)

GOR = 3 Sm³/m³ à 30° C et 1 bar abs,

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

9 500 cst

55° C

980 cst

70° C

290 cst

comportement newtonien sauf aux fortes teneurs en eau.

Autres caractéristiques de l'huile stockage : point d'écoulement

:

+3° C

teneur en soufre total % poids

:

6 à 6,5

teneur en paraffines % poids

:

1,1

point de fusion des paraffines °C

:

38,5

teneur en asphaltènes % poids

:

15

teneur en carbonate Conradson % poids

:

20,5

teneur en cendres % poids

:

0,09

teneur en métaux ppm

:

o Nickel : o Vanadium:

56 135

Eau de gisement masse spécifique

:

1 027 km/m3 à 15° C

teneur en sels (équivalent NaCL)

:

42 g/l

pH

:

7,2

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teneur en Na+

:

13,4 g/l

teneur en Ca++

:

2,5 g/l

teneur en K+

:

0,4 g/l

teneur en Mg++

:

0,36 g/l

teneur en C-

:

25,1 g/l

teneur en SO4- -

:

1,2 g/l

teneur en CO3H-

:

0,4 g/l

H2S Des teneurs d'H2S dans le gaz plus élevées que ne l'indique la composition ci-dessus ont été mesurées sur RSMA à différents stades :

Pression atmosphérique : gaz de flash à 22° C

6 600 ppm

circuit de torche à 80° C

60 000 ppm

stockeur à 50° C

5 000 ppm.

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

Production 106 m3 / an

Évolution d'un champ d'huile

3

Huile

2

BSW

GOR

%

1

GOR

1

2

30

300

20

200

10

100

BSW 3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

ans

Figure 6: Évolution d'un champ d'huile dans le temps

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An

Production liquide 106 m³/an

1

1,5

0

1,5

53

79,5

2

2,5

0

2,5

53

132,5

3

2,5

0

2,5

53

132,5

4

2,5

0

2,5

56

140,0

5

2,5

2

0,05

2,45

68

166,6

6

2,25

3

0,07

2,18

81

176,6

7

1,75

5

0,09

1,66

120

199,2

8

1,75

7

0,12

1,63

150

244,5

9

1,25

10

0,12

1,13

175

197,7

10

1,25

15

0,19

1,06

190

201,4

11

0,75

22

0,16

0,59

200

118,0

12

0,75

30

0,22

0,53

205

108,6

TOTAL

21,25

1,02

20,23

BSW %

Production eau 106 m³/an

Production huile 106 m³/an

GOR

Production gaz 106 m³/an

1897,1

Table 1: Evolution d'un champs d'huile dans le temps Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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2.4.4. Les spécifications du produit 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 7 : 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 8). P PG Liquide PF Pb 100 % Vapeur

PT 0% PD PC 0

T

Figure 8 : Diagramme P - T représentatif de l’évolution du fluide au cours de son trajet

Quelque soit le type d’huile brute à traiter, les spécifications du produit fini restent cependant les mêmes. C’est-à-dire : T.V.R. ou R.V.P.

7 - 10 PSI

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 . NaCl < 100

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2.4.4.1. Spécification en H2S Bien souvent l’effluent puits contient en plus ou moins grande quantité un contaminant dangereux : l’H2S. Ce constituant va migrer préférentiellement dans la phase gazeuse mais il peut en rester une quantité non négligeable dans le brut dégazé. Une concentration en H2S dans l’air ambiant de 100 ppm 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. 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’H2S du brut au stockage ne doit pas excéder 100 ppm poids. 2.4.4.2. Teneur en eau et en sel acceptaple pour le transport Le brut traité sur champ est en général expédié vers des raffineries. Les moyens de transport classique sont : Oléoduc Chemin de fer Transport fluvial Transport maritime (par Tanker )

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 mg/l. Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Autres moyens de transport 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. 2.4.4.3. Teneur en eau et sel « 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, comte tenu da la pollution apporté 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%. 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 ).

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2.5. L’IMPORTANCE DE LA SEPARATION Après cette parenthèse sur l’explication des spécifications requises pour le produit fini, revenons au process que nous décrivions et principalement à l’importance qu’il a dans la chaîne du process. Dans le tableau, nous voyons bien l’importance de la séparation, selon s’il y en a deux, un ou aucun, dans la qualité du produit final. (Notamment sur le ratio gaz / huile).

Séparateur Séparateur Réservoir 1 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 2: Essais de séparation d’un fluide réservoir Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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2.6. EXEMPLE D’UN 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 conçus pour 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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2.7. EXERCICES 1. Quels sont les trois éléments de l’effluent qu’un séparateur triphasique dissocie ?

2. Le séparateur agit sur la densité des composants de l’effluent pour les séparer. ‰ 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 début ‰ A la fin

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13. En utilisant les définitions du schéma ci-dessous, retrouver l’emplacement des bonnes pressions.

14. Sur ce diagramme P – T représentant l’évolution du fluide au cours de son trajet (tracé rouge), retrouver l’emplacement des bonnes pressions.

15. En général, la spécifications en RVP du produit fini se situe entre : _____________ et ____________ psi. Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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16. En général, la teneur en eau au départ de l’installation est de : _____________ % vol

17. En général, la teneur en H2S au départ de l’installation se situe entre : Méditerranée :

_____________ et ____________ ppm masse

Moyen-Orient :

_____________ et ____________ ppm masse

18. En général, la teneur en sel au départ de l’installation est de : _____________ mg/l NaCl

19. Quels sont les deux types principaux de séparateur qui existent ?

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3. FONCTIONNEMENT DE LA SEPARATION 3.1. INTRODUCTION Un traitement consiste à séparer les principaux composants de l'effluent brut afin de permettre la livraison au client de produits conformes à des normes définies. Le fluide 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. 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 des bouchons alternés de gaz hydraté, 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 cPo. L'extraction et les manipulations de l'huile brute provoquent parfois des émulsions et des mousses. Ces phénomènes particuliers nécessitent la mise en place d'équipements complémentaires sur le centre de traitement. Quand on met en production un gisement d'hydrocarbures, liquides ou gazeux, on recueille non pas un seul produit homogène, mais plusieurs qui se séparent plus ou moins facilement. Dans les gisements de gaz on a généralement dans le réservoir un seul fluide homogène. Arrivé en surface, ce fluide est détendu et refroidi. Ces variations de pression et de température font apparaître différents constituants : d'une part, la vapeur d'eau contenue dans le gaz se condense en partie : nous avons donc une phase eau-liquide ; d'autre part, les hydrocarbures les plus lourds se condensent également : nous avons une deuxième phase liquide, la gasoline. Avec la phase gazeuse, nous avons donc trois constituants séparés. Comme ces produits ont des utilisations différentes, un problème important de la production consiste à les Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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séparer aussi complètement que possible pour les acheminer chacun vers sa destination propre. Pour les puits à huile, le fluide produit peut être également homogène dans les conditions de fond, mais la détente de surface libère de l'huile une quantité variable de gaz. Suivant l'importance de la quantité de gaz ainsi produite, on peut envisager de l'utiliser, ou au contraire de le brûler sur torche. Mais de toute façon, l'huile doit être débarrassée de son gaz. Dans tous les cas, on voit que le problème consiste à séparer un effluent complexe en une phase gazeuse et une ou plusieurs phases liquides. Le rôle d'une unité de séparation est d'éliminer l'eau de gisement, de traiter l'huile pour qu'à pression atmosphérique il n'y ait pratiquement plus de dégagement gazeux, de libérer un gaz qui soit le plus sec possible Pourquoi séparer : il y a à cela plusieurs raisons : Raisons techniques Il est important de disposer d'un fluide huile ou gaz, qui dans les conditions de température et de pression des installations de stockage et de transport se maintienne en état monophasique. En effet, si la tension de vapeur de l'huile après traitement reste trop élevée, des bouchons de gaz apparaissent aussitôt. Ces bouchons de gaz perturbent l'équilibre des réservoirs de stockage, dérèglent les mesures, nuisent au rendement des pompes et créent dans les réseaux de pipe-lines des pertes de charge parasites, importantes et imprévisibles. Les inconvénients sont du même ordre dans les lignes de transport du gaz. L'apparition des condensats qui survient à la faveur d'une chute de pression ou de température, fausse les comptages, augmente les pertes de charge, et peut dans certaines conditions critiques provoquer le bouchage des conduites par formation d'hydrates.

Raisons économiques Une séparation bien menée peut augmenter dans des proportions non négligeables, le volume de la récupération liquide par piégeage des composants légers. Elle élève en même temps la valeur marchande du brut, car la valeur d'un brut augmente généralement avec sa densité API, c'est-à-dire, en sens inverse de son Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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poids spécifique. En plus, l'élimination immédiate de l'eau économise des frais de transport et d'entretien inutiles.

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

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3.2. LES SECTIONS

Figure 10 : Vue des sections d’un séparateur

Indépendamment de la forme, les séparateurs contiennent d’habitude quatre sections principales en plus des commandes et contrôles nécessaires. Les emplacements de ces sections, quelque soit le type de séparateur, sont figurés dans la vue .

3.2.1. 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. Elle contient le bec d’admission qui peut être 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.

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3.2.2. La section de la séparation secondaire La séparation secondaire ou la section de gravité, B, est conçue 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. 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.

Figure 11 : Les différentes sections sur un séparateur sphérique

3.2.3. 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. Un entraînement liquide typique sur un extracteur de brouillard est de moins de 0,013 ml par m3.

Figure 12: Les différents sections sur un séparateur vertical

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3.2.4. La section de collecte Le puisard ou la 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. 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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3.3. LES PROCESSUS 3.3.1. Processus d’évolution des hydrocarbures en exploitation La figure schématise le trajet suivi par l'effluent entre le gisement et le centre de traitement

Figure 13 : Trajet suivi par l’effluent entre le gisement et le centre de traitement 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 14 : Diagramme P - T représentatif de l’évolution du fluide au cours de son trajet Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Dans les conditions de gisement, le fluide est monophasique liquide ou en équilibre à la pression de bulle PB. Lors de l'écoulement, le fluide se trouve dans le domaine diphasique et la teneur en gaz augmente avec la diminution de pression. L'évolution suivie sur la figure peut se décrire à l'aide de trois processus : processus éclair ou flash, processus différentiel, processus composite. Ces procédés mènent chaque fois d'un état (P1, V1, T1) à un état (P2, V2, T2) avec conservation ou non de la masse de produit au cours de la libération. La détermination des pressions optimales de séparation dans l'exploitation des hydrocarbures sur les champs de production, est une application des problèmes d'équilibre de phase de la thermodynamique.

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3.3.2. Processus éclair ou flash A partir d'un état ou complexe monophasique (L) ou diphasique (L + V), un fluide subit un processus éclair lorsque sa composition globale reste constante entre l'état initial (P1, V1, T1) et l'état final (P2, V2, T2) avec P1 > P2. Dans ce processus, le résultat est indépendant du chemin suivi entre P1 et P2. S'il évolue dans son domaine diphasique à composition et T constantes selon la seule variable P, on dit qu'il subit une libération éclair.

Figure 15 : L’évolution du fluide lors d’une séparation éclair

La figure montre l'évolution du fluide dans un diagramme P.T. d'un fluide réel avec une libération éclair dans le réservoir suivie d’une séparation éclair. Lorsqu'un complexe passe à composition totale constante des conditions P1 et T1 (P1 étant la pression de saturation à T1) aux conditions P2 et T2 (P2 < P1 et T2 < T1) on dit qu'il subit une séparation éclair. Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Cette libération est réalisée dans un tubing lors de la remontée du fluide gisement (composition en tête de puits identique à celle au fond). Il en est de même à chaque étage de séparation où l'effluent subit successivement une séparation éclair aux conditions de séparation.

G1

G2

L1

L2

P1

T1

P2

(Entrée du séparateur)

T2

(Séparateur)

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

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

Gs G1

Gi

G2

L1

Li

L2

P1

T1

Pi

T1

P2

T2

Le produit Gs est soutiré. Les valeurs de Pi jouent sur le phénomène.

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La condition d'un processus différentiel est aussi réalisée dans les installations de surface, si l'on considère l'évolution de l'effluent dans l'ensemble des séparateurs, le bac de stockage étant compté comme un séparateur (atmosphérique).

Figure 16 : L’évolution du fluide lors d’une séparation différentielle

La figure montre l'évolution du fluide dans un diagramme P.T. d'un fluide réel avec une libération différentielle suivie d’une séparation différentielle.

3.3.4. Processus composite Le processus composite est comme son nom l'indique un ensemble de séparation éclair et différentielle. Il est constitué par un ensemble de "manipulations élémentaires" effectuées sur le complexe initial.

Chaque manipulation étant définie comme suit : Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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le complexe de gisement est amené par libération différentielle (T constante) à la température du gisement TG, de sa pression de saturation initiale à une pression P. Le complexe intermédiaire ainsi obtenu est réputé représenter l'effluent considéré au pied du puits lorsque la pression moyenne au gisement est P : la libération différentielle arrêtée à la pression P est poursuivie par une série de séparations éclair représentant l'évolution de l'effluent dans les installations de surface jusqu'au stockage. Libér. dif. (P, TG) Sép. éclair (P1, T1) Sép. éclair (P2, T2) Sép. éclair (Pa, Ta) (PG,TG) Gisement 1er Sép. 2e Sép. Stockage

Le schéma représentant les diverses évolutions est donné ci-dessous.

Figure 17 : L’évolution du fluide lors d’une libération composite

La figure montre l'évolution du fluide dans un diagramme P.T. d'un fluide réel avec une libération composite. Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Remarque : Le processus composite n'est pas un processus standard puisqu'il dépend du nombre de séparateurs installés et de leur condition de fonctionnement (P,T).

PG TG L

PF TG

P1 T1

P2 T2

G

G1

G2

Gs

L

L1

L2

Ls

Différentiel Gisement

Opération Localisation

Eclair

Pa Ta

Eclair

Eclair

Séparateurs + Stockage

3.3.5. Comparaison entre les processus éclair et différentiel A partir d'une masse donnée de fluide à la pression de saturation (Pb) et à la température du gisement (TG) occupant un volume Vb effectuant d’abord un processus éclair et ensuite un processus différentiel jusqu'aux conditions standard (1b - 15°C) L'expérience et les mesures en laboratoire montrent que les quantités de gaz libérées sont plus importantes en libération éclair qu'en libération différentielle pour la même température finale. T = TG

RS =

Rs

V gaz produit V huile à Pb

Eclair

Figure 18 : Comparaison entre les processus éclair et différentiel

Différent. P Pb

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

3.4. APPLICATION A LA SEPARATION SUR CHAMPS 3.4.1. Application Dans l'expérience précédente, on a supposé que la T était celle du gisement TG, mais l'effet du processus sur les quantités de gaz libérés et d'huile récupérée, serait le même à une autre T par exemple à la T ambiante. 1 seul étage de séparation Dans ce cas, le fluide subit une libération éclair.

G

G

L

L

Pi T1

Ps T1

On obtient ainsi la quantité minimale d'huile et maximale de gaz.

Plusieurs étapes de séparation Effluent

G

G

G

G

L

L

L

L

Séparateurs

Stockage

Dans chaque séparateur, l'effluent subit une libération éclair mais l'ensemble des séparateurs constitue une séparation différentielle. Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Le fluide subit dans ce cas une libération différentielle entre P1et Ps : à chaque étage, le gaz qui apparaît est soutiré, il y a donc une variation de la masse de produit. Le maximum de récupération serait obtenu pour un nombre infini d'étages de séparation à partir de la pression de saturation. En pratique, la pression de séparation du premier étage est imposée par la pression disponible en tête de puits, le nombre d'étages est un compromis à réaliser entre le coût des installations et le gain d'huile escompté. Une règle du pouce permet d'afficher les pressions de fonctionnement des différents étages intermédiaires. Le rapport des pressions entre deux étages voisins est : R = n −1

Pséparateur HP Pstockage

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

Nombre d'étages et pressions de séparation G.O.R faible < 20 m3/m3 1 Séparateur

3-7 bar abs

1 Stockage

1 bar abs

2 étages

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

3 étages

1 Séparateur HP

10-20 bars abs

1 Séparateur BP

2-6 bars abs

1 Stockage

1 bar abs

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G.O.R fort > 200 m3/m3 1 Séparateur HP

20-40 bars abs

1 Séparateur MP

5-15 bars abs

1 Séparateur BP

2-5 bars abs

1 Stockage

1 bar abs

4 étages

3.4.2. Exemple d’application Champ de PALANCA (ANGOLA) Les résultats sont exprimés en rendement de séparation, soit le rapport (en %) entre la masse finale d'huile de stockage et la masse d'hydrocarbures entrant dans le centre de traitement. 3.4.2.1. Données Composition de l'effluent (% molaire). N2

0,26

CO2

0,85

C1

42,65

C2

10,76

C3

7,68

IC4

1,18

NC4

3,23

IC5

1,22

NC5

1,68

C6

2,90

C7 + 1

5,85

C7 + 2

4,17

C7 + 3

17,51

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Caractéristiques des fractions C7 + 1

masse molaire masse spécifique

105 758 kg/m³

C7 + 2

masse molaire masse spécifique

132 782 kg/m³

C7 + 3

masse molaire masse spécifique

242 865 kg/m³

Conditions gisement Profondeur

-2 626 m/rM

Pression gisement

295,5 bars

Température gisement

145,8° C

Conditions tête de puits Pression maximale

192 bars

Pression minimale

40 bars

Température effluent

120° C

3.4.2.2. Optimisation 2 étages théoriques Séparateur Pression

:

25, 20, 15, 10 bars

Température

:

105° C, 90° C, 75° C

:

Pression atmosphérique.

Stockage

La pression optimale est de 19 bars et la température doit être minimale. Le rendement final est de 76,1 %. C'est donc la valeur du rapport entre la masse finale d'huile de stockage et la masse d'hydrocarbures entrant dans le centre de traitement. Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Figure 19 : PALANCA – Rendement de la séparation 2 ème étage

Figure 20 : PALANCA – Rendement de la séparation 3 ème étage Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Figure 21 : PALANCA – Rendement de la séparation 4 ème étage

Figure 22 : PALANCA – Rendement de la séparation à 75° C Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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

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

La température de traitement devrait être : Faible

:

meilleur rendement liquide,

Moyenne

:

meilleure décantation eau,

haute

:

meilleur dégazage et traitement H2S.

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

3.5.1. Exemple d’Ashtart (Tunisie) A partir de l’analyse du fluide gisement, on étudie la récupération d’huile dans deux cas : Cas normal Cas avec refroidissement en tête de puits

13 b 110° C

1b 85° C Huile produite

Figure 23: Schéma normal d'Ashtart (Tunisie) Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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5b 40° C

1b 35° C Huile produite

Figure 24: Schéma avec refroidissement en tête de puits d'Ashtart (Tunisie) Conclusions Pour une même quantité de fluide gisement (100 kilomoles/jour ou kmol/j), nous avons : 12,306 m3/j huile sans refroidissement. 13,403 m3/j huile avec refroidissement. soit 9 % de production supplémentaire.

3.5.2. Exemple de Breme (Gabon) Récupération de condensats sur gaz de torche

Torche T = 40° C P=4b

P=1b

Huile produite Figure 25: Schéma normal de Breme (Gabon) Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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

Condensats

P=1b

Huile produite Figure 26: Schéma avec récupération des condensats du gaz de torche de Breme (Gabon) Conclusions

Liquide issu du 1er séparateur (m³/j)

Normal

Récupération condensats

12 155

12 155

Condensats issu unité (m³ep/j)

Production d’huile (m³/j)

307

11 892

12199

Donc la production d’huile à été améliorée de 2,6%

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3.6. EXERCICES 20. Sur le schéma suivant, indiquer, par des lettres (A-B-C-D), les sections de séparation d’un séparateur.

21. Sur le schéma suivant, indiquer, par des lettres (A-B-C-D), les sections principales d’un séparateur vertical.

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22. Représenter sur un diagramme de phase l’évolution de la pression de l’effluent tout au long de son cheminement.

23. Citer les différents processus de séparation

24. Compléter la phrase suivante : Dans chaque séparateur, l'effluent subit une libération ___________________ mais l'ensemble des séparateurs constitue une séparation ____________________.

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25. Compléter les affirmations suivantes : La température de traitement devrait être : ________________________ :

meilleur rendement liquide

________________________ :

meilleure décantation eau

________________________ :

meilleur dégazage et traitement H2S.

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4. LES DIFFERENTS PROCEDES DE SEPARATION Selon le type d’effluent à traiter (gazeux ou liquide), il existe différent types de séparateurs.

4.1. SÉPARATEUR 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. Section de tranquilisation

Extracteur de brouillard Chambre secondaire

Chambre primaire Diffuseur

Entrée gaz + liquides

Purge Chassis

Chambre de décantation

Cloison de séparation

Cloisons antivague

Anti Vortex

Figure 27 : Vue détaillée d’un séparateur horizontal diphasique

A noter que ces séparateurs sont, en général, montés sur skids complets avec leurs tuyauteries et instruments de réglage contrôle et sécurité.

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4.1.1. 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 28 : Vue écorchée d’un séparateur horizontal diphasique La plus grande partie du liquide est séparée. Les liquides les plus lourds tombent au fond du séparateur. 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 dans le collecteur de liquide. Les parois brise-jet ralentissent le débit du gaz et ainsi diminuent les turbulences. Le gaz suit son parcours horizontalement à travers les extracteurs de brouillard. Ici tous les liquides 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.

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4.1.2. Séparateur horizontal trois phases Le design d’un séparateur horizontal triphasique est similaire à un séparateur horizontal diphasique.

Figure 29: Vue écorchée d’un séparateur horizontal triphasique 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 30 : 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. Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Gaz

Huile Eau

Huile Huile

Eau

Figure 31 : Vue détaillée d’un séparateur horizontal triphasique

Figure 32 : Vue écorchée d’un séparateur horizontal triphasique Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Figure 33 : Vue éclaté d’un séparateur triphasique (floating separator écoulement divisé)

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4.1.3. 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 », c'est-à-dire une goulotte de descente, 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 34 : Vue écorchée d’un séparateur horizontal à deux tubes 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 Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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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 enlevées du gaz. Le gaz quitte le tube supérieur à travers le bec de sortie. 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. Les liquides s’étendent sur la surface liquide du 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 35 : Séparateur horizontal haute pression avec capacité de rétention liquide

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4.2. 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 la revaporisation. Il est, par contre, plus gros en diamètre pour une capacité en gaz donnée. Le séparateur vertical sera donc bien adapté pour des quantités importantes de liquide (GOR faible) ou au contraire quand il n’y a que du gaz (l’espace liquide minimal du ballon horizontal est trop important). Des exemples typiques d’application sont les scrubbers, ballons d’aspiration ou de refoulement de compresseurs, les ballons de gaz de chauffe, et certains séparateurs d’huile contenant des sédiments. Ils sont aussi utilisés pour les puits comportant des dépôts solides (facile à nettoyer).

Figure 36 : Vue extérieure d’un séparateur vertical

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4.2.1. 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 fluides

Sortie huile Chambre de décantation

Purge Socle

Cheminement du gaz Cheminement du liquide

Effet centrifuge dans un séparateur vertical

Figure 37 : 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 38 : 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 « antivortex ». 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 39 : Vue détaillée d’un scrubber

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4.2.2. 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 contrôleur de niveau. Sortie gaz

Extracteur de brouillard

Alimentation

Gaz

Contrôleur de niveau d'huile

Huile

Contrôleur de niveau d'eau

Huile

Eau

Eau

Figure 40 : Vue détaillée d’un séparateur tri phasique

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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 et très faciles à manipuler

Entrée des fluides

Déflecteur

Scrubber

Régulation niveau

Sortie d'huile Sortie de gaz

Figure 41 : Séparateurs 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 qui sont des plateaux inclinés à 45° avec 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-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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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 (Bacs de lavage) 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. 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 du 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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4.6. 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 45: Déflecteur

Figure 46: 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 47 : Séparateur Cyclone vertical Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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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. Ce type de séparateur est utilisé lorsqu’il y a un faible volume de gaz.

Sortie gaz

Le fluide entre tangentiellement dans l’appareil, selon un axe perpendiculaire à celui par lequel il sort de l’appareil.

Entrée Gaz + Liquide

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.

Figure 48 : 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 49 : Vue en coupe d’un cyclone Sortie liquide

Figure 50 : Vue d’un interne multicyclone

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Sortie gaz

Multicyclones

Entrée gaz

Diffuseur Sortie liquide Niveau liquide

Drain secondaire

Volume de rétention

Sortie liquide

Figure 51 : Séparateur multicyclonique

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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 micromètres. 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 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 mm à 150 mm. D’après les fabricants, 98 à 99 % des particules de taille supérieure à 10 20 micromètres 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 52 : Vue en coupe d’un Demister Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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4.9. LE SLUG CATCHER C'est une installation qui sert de tampon « amortisseur » en sortie de ligne ; son rôle est d'absorber les différences de débit entrant (slug), 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 53 : Slug Catcher

4.10. AUTRES TYPES DE PROCEDES DE SEPARATION SECONDAIRE Souvent situés en aval des unités de séparation primaire (séparateurs multiphasiques classiques), ces équipements assurent entre autres une fonction de séparation.

4.10.1. Déshydrateurs électrostatiques Les déshydrateurs électrostatiques sont situés en aval de la séparation ou du déshydrateur s’il est présent sur la chaîne de traitement Le rôle de l'unité de dessalage est d'éliminer par lavage à l'eau les sels minéraux présents dans les pétroles bruts. Ces sels sont en effet susceptibles de provoquer des corrosions et des encrassements dans les unités de traitement de bruts. La séparation brut dessalé / eau s'effectue dans un gros ballon décanteur horizontal : le déshydrateur.

Figure 54: Unité de déshydratation électrostatique

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4.11. Treater Heaters Ces équipements combinent les fonctions de réchauffeur et séparateur. La chaleur n'a pas d'action directe sur la floculation ni sur la coalescence. Elle a par contre plusieurs actions induites.

Action sur la viscosité La viscosité de l'huile diminue avec la température. On constate que l'effet de la température est d'autant plus important que la viscosité de l'huile est élevée. Donc l'effet de la température est plus important sur les huiles visqueuses. Exemple : la viscosité de l'huile (densité à 15°C : 0,9) passe de 50 à 18 cSt lorsqu'elle est chauffée de 30 à 60°C. En appliquant la loi de STOKE, la vitesse de chute et donc la durée de décantation se trouvent améliorées dans un rapport de 3 environ.

Agitation du milieu Le réchauffage induit des courants de convection dans le milieu réchauffé. Ils peuvent être violents au voisinage d'un tube de flamme. Ils peuvent être favorables en facilitant la collision des gouttelettes d'eau, action de coalescence. Ils peuvent être défavorables en ce que les turbulences induites s'opposent à la chute des gouttelettes. Les réchauffeurs constituent un risque potentiel sur une installation. C'est leur inconvénient majeur.

Figure 55: Réchauffeur direct Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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4.12. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES Les séparateurs ne sont généralement pas dimensionnés pour tenir compte de la déshydratation. La vitesse gaz reste le facteur prépondérant. On peut donc dire qu’en terme d’efficacité de séparation liquide/liquide on « subit la taille » du séparateur. Quelques modèles ont été développés pour calculer leur efficacité. Des modèles théoriques basés sur la loi de Stockes peu fiables, ils supposent que l’écoulement dans un séparateurs est de type « piston », ce qui est loin d’être le cas. Des modèles empiriques sont généralement calés sur des tests de laboratoire. Ces modèles sont plus fiables, mais ne représentent qu’une situation optimale. Il est souvent difficile de conserver sur site les paramètres de fonctionnement correspondant au design. Par exemple, le niveau d’interface est plus souvent conditionné par la qualité de l’eau décantée, et la capacité de traitement de cette eau que par l’optimisation de la décantation.

4.12.1. Séparateur triphasique, FWKO Avantages : taille, encombrement,

Inconvénients : ne séparent que l’eau « libre ».

4.12.2. Bacs ou Citernes de traitement batch. Ces procédés ne peuvent être utilisés que sur des champs à terre pour des productions faibles.

Avantages : simplicité de mise en oeuvre, utilisation des capacités en traitement/expédition.

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Inconvénients : temps de rétention longs (plusieurs jours), nécessitent généralement une forte dose d’injection de produits chimiques, pas ou peu de réaction possible en cas de dysfonctionnement du traitement, traitement (teneur en eau en surface, zone d’émulsion) connus à long terme. rendent très difficiles le retraitement de fluides hors spécification.

4.12.3. Wash-tank ou bac de décantation continue. Utilisés fréquemment à terre ou en mer sur des stockeurs flottants spécialement équipés. L’appellation Wash-tank est réservée aux bacs de décantation en continue dans lesquels on peut injecter de l’eau de lavage avec la charge. Le principe de fonctionnement de ces deux unités est identique.

Avantages : simplicité de fonctionnement, peu sensibles aux variations de débit, temps de rétentions moins long que dans un traitement discontinu (quelques heures à quelques jours), faible agitation favorable à la floculation, indicateurs de traitement (teneur en eau, épaisseur de la zone d’émulsion), permettant une réaction à moyen terme en cas de dysfonctionnement. ajout d’eau de lavage (W-T) permettant d’améliorer la floculation si nécessaire.

Inconvénients : temps de rétention assez long pas d’utilisation possible en offshore en l’absence de stockeur flottant.

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4.12.4. Treater-heater. Ces équipements combinent les fonctions de réchauffeur et séparateur. Ils sont adaptés aux traitements à terre comme offshore.

Avantages : relative compacité, temps de rétention de 15min à 30min. bonne efficacité, action sur la viscosité, bonne agitation favorable à la floculation, indicateur de fonctionnement permettant des réactions « rapides »,

Inconvénients : sensibilité aux variations de débit, encombrement limite pour les plates-formes, Risque potentiel sur une installation (tube à feu)

4.12.5. Deshydrateur électrostatiques. Ce sont les équipements les plus utilisés offshore pour mettre les bruts aux spécifications commerciales. Ils créent dans le brut des champs électriques importants, pouvant aller jusqu’à 10000V/cm. Ces champs sont généralement pulsés, c’est à dire de sens constant mais d’amplitude variable. Les plus anciens dessaleurs, comportaient deux nappes d’électrodes horizontales, et induisaient donc deux champs, un primaire entre les électrodes, et un secondaire entre l’électrode inférieure et l’interface eau/huile (type « low velocity » de Petrolite). Les plus récents sont composés de grilles verticales servant d’électrodes, entre lesquelles le mélange à traiter est introduit. Le champs primaire est conservé, mais il est perpendiculaire à l’écoulement, et ne gène pas la décantation des gouttes, les champs secondaires sont nombreux, entre les électrodes et l’interfaces mais également entre les nappes d’électrodes (type « bielectric » de Petrolite).. Les gouttes d’eau soumises aux champs électriques, se comportent comme des dipôles. Elles s’alignent suivant les lignes de champs (floculation). Une fois rapprochées, les micro claquages électriques entre elles, provoquent rapidement leur coalescence.

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Avantages : très bonne efficacité, compacité, temps de séjour autour de 8min pour les plus récents, marche dégradée possible, indicateurs de dysfonctionnement en temps réel, réglage possible et facile, limitent la consommation de produits chimiques.

Inconvénients : teneur en eau limitée à l’entrée (15-20% maxi.), nécessité de deux étages si BS&W élevé (déshydratation et dessalage) , phase gaz interdite, d’ou le plus souvent nécessité d’ajouter une pompe en amont, coût, consommation électrique.

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4.12.6. Sommaire des avantages et inconvénients 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 3 : Comparaison des performances des différents types de séparateurs

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4.13. EXERCICES 26. En général est qualifié d’eau libre, l’eau qui se sépare en : ‰ 5 secondes ‰ 5 minutes ‰ 5 heures

27. Lister les 5 types d’équipements permettant de faire de la séparation

28. Quel type d’équipement est le plus favorable pour faire de la séparation ?

29. Qu’est-ce que le temps de rétention ?

30. Qu’est-ce que le temps de décantation ?

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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 : Plan de circulation des fluides (PCF / 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 du procédé 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 56 : Séparateur triphasique horizontal DS301 lors de son transport Le séparateur DS302 est situé en aval du séparateur DS 301 et après le réchauffeur EC 301 A/B. Support de Formation: EXP-PR-PR070-FR Dernière Révision: 13/04/2007

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Il reçoit l’huile provenant du séparateur 1er 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 déshydrateurs/dessaleurs puis le stockage. A la sortie de la chaîne de traitement, l’huile (T°