Equipements de Production Par Dr. S. Tete [PDF]

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Généralités sur les équipements de production

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1. Généralités sur les équipements de production Ils ont pour objet l’étude des équipements nécessaires pour exploiter les puits de pétrole et de gaz, soit principalement :    

Acheminer les hydrocarbures du gisement vers la surface. Traiter et acheminer les hydrocarbures vers les centres de traitement. Maintenir la pression de la couche par l’équipement d’injection. Entretenir les puits par la réparation.

On classifie les équipements de production dans 03 grandes catégories, qui sont : I. Les équipements des puits.  Equipements des puits éruptifs  Equipements en gaz-lift  Equipements par les pompes (tiges, pompes immergées, pompe de fond, par vibration) II. Les équipements d’intervention.  Train de travail au câble  Outils spécialisés (outils de contrôle, outils de pose, outils de repêchage, outils de nettoyage, etc.) III. Les équipements de collecte A. Production d’huile     

Séparation gaz-huile Réseau de conduites Réservoirs Station de pompage Station de reinjection

B. Production de gaz  Station de compression  Station de reinjection

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2. Les équipements des puits éruptifs Un puits peut être éruptif ou non éruptif selon la pression de fond : Si la pression naturelle du gisement est supérieure à la pression de la colonne d’huile, le puits est éruptif. PG  gH  0 On considère 02 cas :  Puits fermé en tête, la pression en tête sera :

PT  PG  gH

 Puits en production, sa pression doit vaincre les pertes de charges de la couche productrice jusqu’à la surface : PG  PT  gH  Ptub  Pgis

Si la pression est insuffisante pour amener l’huile jusqu’à la surface, le puits est non éruptif.  Les équipements de surface ou terrestre : la tête de tubing, l’arbre de Noël et les conduites d’évacuation.  Les équipements sous terrain : le tubing de production, la vanne de circulation, les packers. 2.1 Les équipements de surface des puits éruptifs 2.1.1 La tête de tubing Elle est destinée à la suspension de la colonne de production et assurer l’étanchéité de l’espace tubing-tubage ainsi qu’à donner la possibilité de faire la mise en marche des puits. Cette possibilité est réalisée par la mise en communication de l’espace annulaire tubing-tubage avec l’extérieur à travers les deux sorties latérales filetées ou bridées. La tête de tubing est installée sur la tête de puits ou tête de tubage. Pour cela, on utilise 03 types de fixations :

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 Suspension par olive (puits à faible pression)  Suspension par bride (pression importante)  Suspension par mâchoires (pression moyenne)

Joint

Olive

Tête de tubing Etanchéité Filetage conique Sortie latérale Tubing

Fig.2.1 : Suspension par olive

Adapteur Joint Tête de tubing

Sortie latérale Tubing Joint Bride de la tête de tubage Fig.2.2: Suspension par bride

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Tête de tubing Manchon Joint Mâchoire de Suspension

Tige filetée Couvercle élastique latéral Sortie latérale

Tubing

Fig. 2.3 : Suspension par mâchoire 2.1.2 L’arbre de Noël Il est destiné à diriger l’huile dans les réseaux d’évacuation, à assurer le réglage et le contrôle du fonctionnement du puits. Il permet en outre de donner la possibilité d’intervention à l’intérieur du puits en production. L’arbre de Noël est installé soit sur la tête de tubing soit sur la bride d’essai. L’ensemble tête de tubing et l’arbre de Noël constitue la tête d’éruption. Les têtes d’éruption se distinguent par les caractéristiques suivantes :  Le diamètre de la section de passage du trou dans le puits (50 ; 65 ; 80 ; 100 ;150…) mm d’après l’API.  La pression de service normalisée en bars (70 ; 140 ; 210 ; 350 ; 500 ; 700 ; 1000 bars) La pression d’essai = 2 fois la pression de service.  Le type d’assemblage (à bride ou à filetage)  Le nombre de rangés  de tubing descendu (à 01 rangée, 02 rangées ou 03 rangées)  Le type de construction (en té ou en croix)  Les dimensions de la section de passage. Les têtes d’éruption destinées aux pressions élevées ont une grande masse, par exemple : La tête d’éruption destinée à une pression de 140 bars pèse plus de 2000 kg et atteint 3000 kg pour 300 bars.

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Manomètre Cloche supérieure Vanne de curage

Vannes de sortie latérale

Té Vannes maîtresses

Duse Conduite d’évacuation

Vannes de sortie latérale Manomètre Adapteur

Cloche Inférieure

Tubage

Vannes de l’espace annulaire

Tête de tubage

Couche de cimentation

Tubing

Duse Packer Crépine Perforations Fig. 2.4 : Schéma d’un puits

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Arbre de Noël en Té double. Il se compose de 02 branches dont la branche supérieure est toujours en service et l’autre en réserve. Quand il faut remplacer la duse de surface dans la première branche, on continue la production dans l’autre. On peut aussi utiliser les deux branches quand le débit est élevé. On rencontre plusieurs constructions d’arbres de Noël destinées pour des conditions de travail différentes.

Ps = 70, 140, 210 bars Sans sable, faible débit Basse pression

Ps = 140, 210, 350 bars Avec sable, faible débit Pression élevée

Fig. 2.5 : Différentes constructions d’arbres de Noël en Té Arbre de Noël en croix Il est moins élevé que le précèdent, d’une construction moins encombrante et une surveillance facile. L’inconvénient est que lors des réparations sur la croix ou les pièces en surface, on doit arrêter la production. Il convient aux puits n’ayant pas de sable. Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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Ps = 140, 210, 350 bars Sans sable, débit élevé Pression élevée

Ps = 700, 1050 bars Débit élevé Pression élevée

Fig. 2.6 : Différentes constructions d’arbres de Noël en croix 2.1.3 Les vannes Les vannes des puits en production sont destinées à la fermeture ou à l’ouverture d’une communication. Elles sont soit ouvertes soit fermées. La tête d’éruption représentée dans la section précédante peut être renforcée par d’autres vannes :  02 vannes maîtresses et plus  01 vanne de curage  04 vannes de sortie  03vannes sur l’espace annulaire Une vanne est composée d’un corps possédant 03 ouvertures, 02 ouvertures destinées à la relier à la ligne en amont et en aval et 01 ouverture pour permettre la manœuvre d’un dispositif de fermeture et d’ouverture.

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Les vannes de production doivent satisfaire les exigences suivantes :  Avoir le minimum de résistance hydraulique lorsqu’elle est ouverte complètement.  Avoir une étanchéité parfaite lorsqu’elle est fermée.  Avoir un minimum de fuites le long de la tige.  Etre d’une manœuvre facile et sans effort exceptionnelle. Dans l’industrie pétrolière, on utilise généralement 02 types de vannes :  Les vannes à opercule  Les vannes à boisseau (boisseau conique ou sphérique). Les vannes à opercule Les vannes à opercule sont largement utilisées. Elles permettent d’éviter les phénomènes de coups de bélier par leur fermeture progressive. Elles engendrent des pertes de charges considérables à cause des tourbillons à l’intérieur du corps et du chapeau comparées aux vannes à boisseau. Dans ce type de vanne, l’obturateur dit opercule se déplace parallèlement à son siège dans un corps sous l’action d’une tige filetée manœuvrée par un volant, l’obturateur peut être monobloc (opercule) ou en deux disques (double opercule). Volant Tige filetée

Presse-étoupe d’étanchéité

Corps

Entrée

Dint.

Siège

Sortie

Opercule (Disque conique)

Fig. 2.7 : Coupe schématique d’une vanne à opercule

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Les vannes à boisseau Les vannes à boisseau assurent une fermeture brusque, ce qui peut donner naissance aux phénomènes indésirables de coups de bélier. On évite d’utiliser ce type de vanne lorsque la vitesse d’écoulement est élevée. Ces vannes sont cependant faciles à manœuvrer et offrent une résistance hydraulique minimale. Le boisseau étant percé, une rotation de 90 permet l’ouverture ou fermeture de la vanne. Quand l’axe de l’orifice du boisseau correspond à l’axe de la conduite, la vanne est ouverte. Si par contre l’axe du boisseau est perpendiculaire à l’axe de la conduite, alors la vanne est fermée. Les vannes à boisseau conique sont utilisées pour les faibles débits et pression modérés, les vannes à boisseau sphérique sont utilisées pour les grands débits . Clé Entrée

Boisseau conique percé Dint.

Sortie

Fig. 2.8 : Coupe schématique d’une vanne à boisseau conique

Clé Entrée

Dint.

Boisseau sphérique percé Sortie

Fig. 2.9 : Coupe schématique d’une vanne à boisseau sphérique

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2.1.4 Les brides Dans les centres de production et transport des hydrocarbures l’assemblage par brides est largement utilisé. Les brides permettent d’avoir une fixation sure des pièces de la tête d’éruption, d’avoir une étanchéité parfaite et un montage et un démontage facile. On peut classer les brides de la façon suivante :     

Le type : Bride mâle-mâle , male-femelle, femelle-femelle. L’assemblage avec les conduites : brides soudées, brides filetées. Le type de joint : joint plat, joint torique. La configuration de la face des brides : à face plate, à face surélevée striée Les caractéristiques des brides :  Le diamètre nominal (2’’, 2 ½ ‘', 3’’, 3 ½, 4’’, 5’’, 6’’, 8’’)  La pression de service :  faible pression  10 bars  pression moyenne  150 bars  haute pression  1000 bars

Joint d’étanchéité Bride mâle-mâle

Bride mâle-femelle

Bague d’étanchéité Bride femelle-femelle

Fig. 2.10 : Types de brides

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Les étanchéités peuvent être réalisées par des garnitures différentes avec des formes géométriques et matériaux différents. Parmi les matériaux des joints, on a le caoutchouc à dureté moyenne, dur ou avec tissu, le chanvre suiffé, le coton (pour faible pression et basse température), l’amiante, les anneaux de graphite et l’acier moulé. Pour les pressions de service élevées jusqu’à 1000 bars, on utilise le plus souvent des brides femelle-femelle avec joints toriques en acier moulé. 2.1.5 Les duses de surface Le réglage du débit des puits s’effectue à l’aide d’orifices calibrés ou duses largement utilisées. Il existe 02 types de duses :  Les duse de dimensions fixes  Les duses réglables La construction de duses fixes est simple, il s’agit d’un disque métallique de 8 à 12 mm d’épaisseur muni d’un orifice calibré au centre. Les duses de dimensions fixes se divisent en 02 types :  Les duses à disque  Les duses à manchon Les duses à disque fonctionnent longtemps dans les puits produisant sans sable. Si la teneur en sable est importante, on utilise les duses à manchon. Les duses fixes monobloc à plusieurs orifices permettent de changer l’orifice de la duse en service, sans fermer le puits. Il existe aussi des duses fonctionnant automatiquement.

Fig. 2.11 : Duse à disque

Fig. 2.12 : Duse à manchon

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Dans le cas des puits fonctionnant sans sable ou à faible teneur en sable, on peut aussi utiliser les duses à pointeau pour assurer un réglage plus commode des débits. Volant Joint d’étanchéité Tige filetée Corps Sortie Siege

Pointeau

Entrée Fig. 12.3 : Duse à pointeau

ORIFICE CALIBREE CORPS DUSE (BARRILET AVEC AXE PLUSIEURS TROUS) CLE

ENTREE

SORTIE

Fig. 2.14 : Duse à disques à plusieurs orifices

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2.1.6 Calcul des duses Le passage du fluide à travers la duse provoque une perte de charge locale. Cette perte d’énergie massique peut être déterminée par la formule hydraulique bien connue. U2 P   2

Ou :  coefficient de résistance hydra ulique local  : Masse volumique du fluide U : Vitesse massique du fluide, elle montre la quantité de fluide en Kg passant à travers l’unité de section transversale de 1 m 2 durant une seconde. La vitesse massique s’obtient par : U   .V 

G 4G  S  .d 2

G : débit massique ( Kg s ) d : diametre de la duse en (m). Après transformation on obtient : G  .

d2 1 . . 2 P 4 

Il existe des abaques qui permettent de connaître directement le diamètre de duse en fonction du débit et de la perte de charge. Ces graphes traduisent la formule de calcul. Pour le gaz on peut avoir : G   .

d 2 . 2 1P 4

 . : Coefficient de débit de l’orifice qui est fonction de ( Re,  )

Re : Nombre de Reynolds de l’orifice.  : Rapport des diamètres entre l’orifice calibré et la conduite qui doit être. 0,20    0,75

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2.2 Les équipements de fond des puits éruptifs Les équipements de fond sont constitués du tubing de production, des vannes de circulation et packers. 2.2.1 Le tubing de production Le tubing de production est une conduite verticale destinée à acheminer les hydrocarbures du gisement à la surface. Il possède plusieurs tubes accouplés par filetage l’un dans l’autre. Sa longueur dépend de la profondeur du puits. Le mode d’obtention des tubes est l’étirage à froid sans soudure par machines spéciales. On peut classer les tubings d’après : 1. La construction des tubings :  D’après le nombre de rangées  D’après le nombre d’étages

3e étage 2e étage 1er étage

Fig.2.15 : Tubing à 03 étages

Fig.2.16 : Tubing à 03 rangées

2. D’après les caractéristiques géométriques et mécaniques :  Géométriques (longueur, épaisseur, diamètre nominal et caractéristique du filetage) ;  Mécanique (limite d’élasticité, résistance) Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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Les tubes sont normalisés d’après l’API de la manière suivante :  Diamètre nominal : 2’’3/8 (60.3 mm) ; 2’’7/8 (73 mm) ; 3’’1/2 (89 mm) ; 4’’ (101.6 mm) ; 4’’1/2 (114.3 mm)  La longueur : de 6.09 à 7.32 mètres et de 8.53 à 9.75 mètres  L’épaisseur : 03 à 07 mm  La nuance d’acier d’après l’API : H-40, J-55, M-80, C-75, P-105 3. D’après la construction des tubes :  Tubing manchonné  Tubing non manchonné On peut distinguer les tubings manchonnés avec extrémité lisse ou refoulée. Les diamètres normalisés par l’API pour les tubes manchonnés sont 60 mm, 73 mm, 89 mm, 101 mm et 114 mm.

D Df Fig. 2.17 : Tubing manchonné à extrémité refoulée EU (external upset)

Tube

Manchon

Tube

Dm

Fig. 2.18 : Tubing manchonné à extrémité lisse NU (non upset)

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Les tubings non manchonnés se compose de 03 types :  Tubing sans refoulement avec extrémité lisse ;  Tubing à refoulement extérieur ‘’hydril’’ ;  Tubing à refoulement extérieur et légèrement intérieur ‘’spang-seal’’.

Tube

Etanchéité

Tube

Fig. 2.19 : Tubing non manchonné sans refoulement à extrémité lisse

Tube

Etanchéité

Tube

Fig. 2.20 : Tubing non manchonné à refoulement extérieur ‘’hydril’’

Tube

Etanchéité

Tube

Fig. 2.21 : Tubing non manchonné à refoulement extérieur et intérieur ‘’spang-seal’’

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2.2.2 Les vannes de fond 2.2.3 La vanne de circulation Cette vanne est utilisée pour avoir la communication avec l’espace annulaire pendant la mise en production du puit, dans le but du nettoyage du puits. Elle est toujours placée au dessus du packer, il existe différents types de vannes de circulation (joint de circulation) telles que Otis, Garrett, Camco. Elle se compose d’un corps percé de lumières. Ce corps est un manchon à fentes, dans ce corps peut se déplacer longitudinalement une chemise elle aussi percée de lumières, les lumières du corps et de la chemise sont isolées par des garnitures d’étanchéité en V. Par l’introduction d’un dispositif spécial, il est possible de déplacer dans un sens ou dans l’autre la chemise. Ce qui permet de faire communiquer les lumières en vue d’une circulation ou au contraire d’isoler l’espace annulaire du tubing. Le joint de circulation du type Garrett est identique au précédant, mais les garnitures d’étanchéité sont constituées par des ‘’O rings’’ en caoutchouc. Pour vider le tubing et l’espace annulaire de la boue de forage, on injecte l’huile de démarrage dans l’espace annulaire et chasser la boue de forage hors du puits.

Corps Joint d’étanchéité Chemise Lumière de la chemise Lumière du corps

Raccords

Fig. 2.22 : Vanne de circulation Otis Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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2.2.4 La vanne de sécurité de fond. Elle sert à arrêter le débit du puits s’il y a un changement important de régime de production, dans les cas suivants :  Augmentation anormale du débit, causée par l’usure des duses de surface.  En cas d’accident sur la tête d’éruption (incendie par exemple). La vanne de sécurité du type Otis se compose de deux parties. La partie fixe vissée sous le porte outil et portant le siège de la soupape et une partie mobile comportant une duse solidaire du clapet, le ressort maintient la soupape ouverte, lorsqu’on a l’augmentation du débit, en cas d’usure des duses de surface par exemple, la pression du fond devient supérieure à celle créé par le ressort et en tête, cette surpression provoque la fermeture de la soupape. Pour ouvrir la soupape, il faut changer la duse de surface pour avoir le même régime d’écoulement.

Raccord supérieur Joint d’étanchéité Rallonge de la duse Entretoise Ressort Corps de la vanne Duse (clapet) Siège

Raccord inférieur

Fig. 2.23 : Vanne de sécurité de fond ‘’Otis’’ Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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2.2.5 Les Packers Dans les puits à pression élevée, on a une accumulation du gaz ce qui peut créer une condition de travail difficile dans le puits. Pendant l’action de haute pression du gaz dans l’espace annulaire, les contraintes apparaissant en tête de puits. Cette accumulation de gaz provoque aussi la corrosion dans l’espace annulaire tubing-tubage pour éviter cet inconvénient, on utilise le packer qui sert :  A isoler l’espace annulaire de la pression élevée ;  Fixer et protéger l’extérieur et l’inférieur du tubing. Pour les productions multiples, on utilise les packers pour isoler des couches entre elles. On peut distinguer les packers d’après : a  Le procède de descente. La mise en place du packer peut être effectué soit par tubing soit par câble. b  Le procède de récupération, on distingue le packer reforable et amovible avec récupération ou sans récupération.  La liaison avec le tubing, on peut distinguer les packers mis en place avant la descente du tubing ou bien solidaire du tubing. c  La particularité de construction, soit d’après les firmes qui fabriquent les packers tels que Baker, Halliburton pour les packers reforables et Guiberson, Wilson, Texas work pour les amovibles.

Trou Bille

Chemise

Extrémité inférieur du tubing Dispositif de mise en place Chambre Piston Tige Coins d’encrage supérieur Cône supérieur Anneau supérieur Garniture en caoutchouc Anneau inférieur Cône inférieur Coins d’encrage inférieur Raccord inférieur Tubage

Fig. 2.24 : Schéma d’un packer type Baker Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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Le packer comporte une chemise centrale terminée à sa partie supérieure par un filetage carré à gauche pour le mettre en place sur le tubing. A l’extérieur de cette chemise se trouvent deux ensembles de coins d’encrage supérieur et inférieur qui se glissent pendant la manœuvre sur les cônes. Au milieu entre ces deux ensembles d’encrage se trouve une garniture en caoutchouc qui est supportée par deux anneaux d’étanchéité en alliage de plomb. Chaque ensemble de coins se compose de trois ou quatre coins d’encrage. L’huile s’injecte à partir de la surface, la mise en pression à l’intérieur du tubing déplace les ensembles des coins supérieurs dans la direction axiale et en même temps s’accroche avec les parois intérieures du tubage. Une traction vers le haut ancre les coins inférieurs du packer sur la paroi du tubage. La force de frottement assure la fixation du packer dans le tubage et en même temps la compression de la garniture en caoutchouc sous l’action de la force axiale due au battage assure l’étanchéité nécessaire entre les parois du tubage et celles du tubing.

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2.2.6. Calcul, application sur le tubing : Le tubing est soumis à l’action de la charge statique. Cette charge est maximale à la partie supérieure de la colonne de production.

Schéma avec cotes usuelles Ld : Longueur de dégagement de l’outil réalisant le filetage. Lu : Longueur utile Dint f : Diamètre intérieur du filetage

Dint : Diamètre intérieur du tubing.

Le calcul du tubing consiste : a) Vérification du tubing à la traction ; b) Détermination de la force de détérioration du joint supérieur ; c) Vérification du tubing à la pression interne. 1) Vérification du tubing à la traction :

 tr 

4.q.L Fmax   tr   2 Sd  D int f  D 2int





q : Poids d’un mètre de tubing ; L : Longueur de la colonne de production.

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2) Détermination de la force de détérioration du joint supérieur :

Fd 

Dm . ep . e D 1  m .Cotg     2 Lu

Dm : Diamètre moyen

 e : Contraint d’élasticité du matériau  ep : Epaisseur de la section dangereuse

 : Angle du filetage, pour SI  =60°  : Angle de frottement de filetage,   18

La condition de résistance implique d’avoir Fd>Fmax 3) Vérification du tubing à la pression interne :  

Pef .Dint 2. ep

  

Le tubing est considéré comme une enveloppe soumise à la pression à la pression interne. Application : Faisons le calcul d’un tubing pour un puits éruptif de diamètre interne   150mm . La colonne de production à descendre doit se composer de 03 étages de 1  60.3mm;2  73mm;3  89mm .Les tubes en acier J-55 ayant une limite d’élasticité,  e  32.107 N

m2

.

    e ns

  : Contrainte admissible du matériau ; ns : Coefficient de sécurité il varie entre (1,3-1,5).

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Calcul, application aux Brides. (Voir schéma) Dans l’industrie des hydrocarbures on distingue généralement les éléments des machines bridés et filetés. Les assemblages par brides sont assez rependus, ils permettent d’avoir une fixation sure des pièces d’avoir une étanchéité élevée et un montage et démontage facile. Le calcul comprend : 1) Le calcul de la force maximale Fmax agissant sur les boulons ; 2) Calcul des boulons ou goujons de fixation ; 3) Calcul de résistance de la bride elle-même. Calcul de F max On trouve F max : 1) d’après la pression de service.

Fp ,s 

D 2 m .Ps  D m .bef .m.s Ps 4

D m : Diamètre moyen de la bride b ef : Largeur effective de la bride, elle dépend du type de joint : b ef  0.5b , pour les joints plats et 0.125b pour les joints toriques.

m : Coefficient tenant compte de matériau du joint.

2) D’après la pression de contact qui peut provoquer l’écrasement du joint d’étanchéité lors du serrage des brides par la relation : Fp , c  .D m .b ef ..... Pc .

Ici : Pc : Contrainte admissible d’écrasement du joint étanchéité. Pour quelques matériaux usuels nous avons les données suivantes : Acier au carbone Pc  = 35.106 N/m2 Fonte grise : Pc  = 30.106 N/m2

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Bronze : Pc  = 30.106 N/m2 Laiton : Pc  = 25.106 N/m2 Caoutchouc synthétique : Pc  = 26.106 N/m2 Ayant déterminé Fmax par les deux méthodes on choisit la force maximale des deux pour la suite des calculs. Calcul mécanique des boulons. Les boulons de fixation de brides sont sollicités à la traction et à la torsion lors du vissage et du serrage des deux faces de bride. - La force admissible par boulon sera donc :

Fb   .d  c 2 .b 4

D : diamètre du boulon C : facteur tenant compte de la sollicitation combinée (traction et torsion). C= (0.1÷0.3) mm

b : Contrainte admissible du matériau du boulon. - Le nombre de boulons. n

Fmax Fb

On choisit le nombre de boulons par excès et multiple de quatre sans rejeter le nombre 6. - Pour assurer une bonne étanchéité du raccordement, on place les boulons uniformément repartis sur la bride avec un certain pas. t

.D b n

D b : Diamètre de la circonférence sur laquelle sont installés les boulons ou les

goujons. Pour l’équipement de la tète d’éruption t= (2÷3) d b.

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-

Calcul

de

la

bride

elle-même

(calcul

de

vérification)

La bride peut être considérée comme une poutre encastrée ayant à son extrémité une force appliquée. Nous avons deux sections dangereuses A-B et B-C. Section longitudinale A-B. M AB  Fmax .L

W AB DS .

 f , AB

h2 6

M AB    WAB

Section transversale B-C. M BC  0.4 Fmax .L1 WBC  Dm .

 BC 

b2 6

M BC    WBC

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WAB ;WBC : Modules de résistance des sections dangereuses.

 AB ; BC : Contraintes effectives dans les sections dangereuses. 0.4 : Coefficient tenant compte de la rigidité de la partie conique de la bride.

Application : Calcul de vérification d’une bride ayant : Diamètre interne, Din  50mm ; largeur de bride = largeur du joint h  b  20mm. ; Diamètre entre goujons Dg  120mm et diamètre DS  90mm . La bride et les goujons de fixation sont réalisés en acier XC40 ayant une contrainte admissible    4500.105 N 2 destinée à une pression de m

service Pin  300bars . On suppose un joint d’étanchéité de section plate en amiante pressée ayant une pression de contact P   315.105 N

m2

. Le diamètre

minimal des goujons est d g  16mm . Soit : m=1.5 et bef  0.5b 1) Calcul de F max selon la pression de service. Fmax  214.103 N

2) Calcul de F max selon la pression de contact au joint. Fmax  70.103 N

On remarque que le joint ne résiste qu’à la force de 70.000N, ce qui n’est pas sécurisant il faudra un joint ayant une pression de contact supérieure. 3) Force admissible par goujon de fixation

F g   d g  c 2 .   88,18.103 N 4

Soit c= 0,2 mm 4) Nombre de goujons nécessaires ng 

214.103 F max   2,7 F g 88,18103

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Le calcul montre que 04 boulons de fixation sont largement suffisants. 5) Calcul de la bride elle-même Section A-B Moment de flexion par rapport à A-B 1 M A  B  Fmax .L = 214.103 ( Db  Ds ). 10  3 =32.10 2 (N.m) 2 2 3 2 h 20.10 W AB Ds .   90.10 3.  18,910 6 (m3 ) 6 6



 AB



M A B 32.102   1,69.108 ( N 2 )    m WA  B 18,9.10 6

Section B-C 120  70)  3  D D  M B  C  0,4 Fmax .L1  0,4.214.103. b m   0,4.214.103.( .10  2140( N .m) 2  2 

Ds  Di 2 ) 3 2  3 ( 20.10 ) 2   .Dm .   .70.10 .  14,7.10 6 (m3 ) 6 6 (

WB C

 B C 

2140 M B C   1450.105 ( N 2 )    6 m WB  C 14,70.10

Les contraintes calculées dans les deux sections sont inférieures à la contrainte admissible, la bride travaille dans de bonnes conditions.

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3. Equipement des puits à gaz lift 3.1 Généralités Pour les puits éruptifs PG  Ph, et le puits produit avec sa propre pression. Si Ph  PG , on fait le choix des productions artificielles pour réduire la contrepression (pression hydrostatique) qui agit sur le gisement Ph = gh. La production en gaz lift est une suite artificielle de la production des puits pétroliers. Dans le stade final d’éruption l’énergie naturelle de la couche diminue et devient insuffisante pour assurer la montée du brut dans le tubing jusqu’à la surface. Cette opération est réalisée par abaissement de la densité (ou masse spécifique) du liquide dans la colonne de production, chose réalisée par l’injection de gaz à haute pression dans le puits. On peut distinguer le gaz lift central pour lequel le gaz est injecté par le tubing de production. Les avantages qu’offre ce système sont :  Le débit est assez supérieur à celui des autres moyens artificiels tel que le pompage.  L’équipement en tête du puits est assez simple.  Le réglage de la production est facile Les inconvénients sont :  L’exigence d’équipements supplémentaires (unité de traitement du gaz, station de ré-injection avec son réseau compliqué).  Le rendement du gaz lift est assez faible. Dans le cas réel, le débit d’un puits à gaz lift va diminuer à cause de plusieurs facteurs, qui sont :  Fuites à travers les accouplements dans la colonne de production  Pertes de charge dues aux frottements  Pertes d’énergie due au glissement du gaz dans la colonne du liquide. Ce glissement dans l’huile est provoqué par l’accélération du gaz par rapport au mouvement de l’huile. 3.2 Fonctionnement du gaz lift Le principe du gaz lift consiste donc à alléger le fluide dans le puits à l’aide du gaz comprimé car la densité du mélange huile-gaz sera inférieure à celle de l’huile. Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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Lorsqu’on introduit le gaz comprimé dans l’espace annulaire, le niveau du fluide dans le tubing monte et en même temps le niveau du fluide dans l’espace annulaire diminue jusqu’au moment ou le gaz pénètre dans le tubing. Au fur et à mesure que la quantité du gaz dans le tubing augmente, la densité du mélange diminue et par conséquence la pression hydrostatique dans le tubing diminue. Quand cette dernière est inférieure à celle du gisement l’éruption commence. Pour réaliser le gaz lift, on utilise le même équipement du puits éruptif pour un cas assez simple. Outre cela, on a l’équipement particulier selon le type de gaz lift. On distingue deux types principaux de gaz lift :  Le gaz lift continu (grand débit)  Le gaz lift intermittent (débit faible). Le puits en gaz lift continu est muni de duse variable (duse à pointeau) pour régler le régime du travail. L’équipement spécifique d’un puits à gaz lift intermittent est assez compliqué (intermitter, vanne automatique, chambre d’accumulation). Mélange Gaz

Gaz Tubage Gaz Tubing

Gaz Mélange

Huile

Huile

Fig. 3.1 : Principe du gaz lift Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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On distingue le gaz lift à un seul tubing et le gaz lift à deux colonnes de tubing. L’injection du gaz au sabot du tubing peut se faire par l’espace annulaire ou par le tubing lui-même. On utilise le plus souvent le gaz lift à deux colonnes concentriques lorsqu’il y a beaucoup de sable au fond du puits. Alors, c’est la colonne de tubing intérieure qui assure le gaz lift. Elle est descendue jusqu’à une certaine profondeur. On emploie le gaz lift par le tubing central pour éviter de grandes pertes dues au frottement hydraulique. Ce système n’est pas recommandé pour les puits avec sable ; car il use considérablement les manchons. Mélange Mélange Gaz

Gaz

Mélange Gaz

Huile

Tubage

Tubage

Tubing

Tubing

Huile

Huile

Fig.3.2 : Différents types de gaz lift Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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3.3 L’intermitter L’intermitter est destiné à régler la périodicité et la durée d’injection du gaz dans l’espace annulaire. Barillet Came Horloge

Levier Tige Echappement du gaz

Axe

Barreau Vanne à 3 voies Obturateur

Membrane Vanne automatique Gaz pilote Tige de clapet Clapet Vers le puits Gaz d’injection

Fig. 3.3 : Schéma d’un intermitter Une horloge transmet son mouvement de rotation à un barillet muni à sa périphérie de barreaux. La distance entre les barreaux est bien déterminée. Sur la périphérie du barillet glisse une came. Lorsque la came se trouve sur un creux, la vanne à 3 voies est ouverte, le gaz d’alimentation passe à travers la vanne à 3 voies vers la vanne automatique. Cette pression du gaz agit sur la membrane de la vanne automatique et la ferme. Quand la came est sur un barreau, la vanne à 3 voies ferme le passage d’entrée du gaz d’alimentation et lorsque la force d’injection devient supérieure à la force qui agit sur la partie supérieure de la membrane, alors la vanne automatique s’ouvre et le gaz injecté passe vers le puits. Le gaz se trouvant dans la chambre sera évacué par la voie d’échappement.

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Pour régler la périodicité d’injection du gaz dans le puits en gaz lift, on change l’intervalle entre les barreaux. Pour régler la durée d’injection, on change la hauteur de la came et l’épaisseur des barreaux. Le gaz d’alimentation provient soit du gaz injecté, ceci après réduction de la pression (utilisation des détendeurs lorsqu’on a besoin d’une faible pression pour actionner la vanne automatique ou d’une capacité indépendante). 3.4 La chambre d’accumulateur Lorsque la production d’une couche est très faible, pour la dernière période du gaz lift intermittent, on peut avoir recours au gaz lift intermittent avec chambre d’accumulation. Le packer ferme l’espace annulaire, la prolongation élargie est terminée par un clapet et un tube perforé. Après avoir accumulé l’huile, on injecte le gaz dans l’espace annulaire sous l’action de la pression des gaz. Le clapet dans l’espace annulaire s’ouvre et l’huile est repoussée de la chambre d’accumulation jusqu’à la surface.

Tubing Tubage Clapet annulaire Packer Prolongation élargie Tube

Clapet de la chambre d’accumulation Tube perforé Fig. 3.4 : Schéma d’une chambre d’accumulateur 3.5 La valve de démarrage Pour faciliter le démarrage du puits et réduire la contre pression sur la couche Ph, on a recourt à plusieurs orifices placées sur le coté du tubing entre le niveau hydrostatique et le sabot du tubing. La colonne du liquide contenue dans Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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le tubing sera gazée et allégée par étage et le niveau de l’huile dans l’espace annulaire s’abaissera peu à peu jusqu’à ce que le gaz atteigne le niveau du sabot. Il faut noter qu’après avoir obtenu le démarrage du puits, ces orifices restent ouverts. Ce qui amène à la diminution du rendement du gaz lift. Pour résoudre ce problème, on utilise la vanne du gaz lift (ou valve de démarrage). Il existe différentes constructions de valves de démarrage :  Valve de démarrage pour le gaz lift intermittent avec orifice ordinaire.  Valve de démarrage pour le gaz lift intermittent avec orifice très grand pour débit élevé. Dans ces deux types de valve de démarrage, il existe une seule chambre (chambre de clapet).  Valve de démarrage pour gaz lift continu avec deux chambres, la chambre du soufflet et celle du clapet.

Tubing chambre d’azote

Valve de démarrage Corps du clapet Soufflet

Paz Pi

Ss Sc

Pi

Tige Clapet Siège Espace annulaire

Ptub

Clapet anti-retour Tubage

Fig. 3.5 : Schéma d’une valve de démarrage

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3.5.1 Principe de fonctionnement Tubage Tubing Valve de démarrage Clapet anti-retour Mandrin

On injecte le gaz dans l’espace annulaire (tubing-tubage). Le niveau de l’huile dans l’espace annulaire diminue sous l’action du gaz injecté et augmente dans le tubing. Lorsque le niveau du gaz arrive à une valve de démarrage il pénètre dans cette dernière. On continue l’injection et quand la relation suivante est vérifiée on aura l’ouverture de la valve et le gaz pénètre dans le tubing. Ptg .Sc  Pin .Ss  Stig   Ps .Ss

On continue l’injection jusqu’à la dernier valve de démarrage. Sur la valve de démarrage agissent les forces suivantes :  La pression dans le tubing Ptub ;  La pression d’injection de gaz dans l’espace annulaire, Pin  La pression d’azote dans le soufflet, Ps Lorsque le puits est démarré on aura : Ptg .Sc  Pin .Ss  Stig   Ps .Ss

C’est la condition de fermeture de la valve de démarrage. Si le puits continue à produire avec sa propre pression de fond il n’y a plus nécessité d’injection de gaz. Application : Ascenseur à un étage et à deux étages, évaluation des pressions de démarrage. Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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4. Equipements d’un puits pompé par PCEI Schéma d’installation

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4.1Types de suspension Nous distinguons deux types de suspension de la pcei : a. Suspension par tubing (tel qu’il est représenté par le schéma de principe). b. Suspension par câble. Dans ce cas le moteur électrique doit se trouver au dessus de la pompe. Pour isoler les cotés d’aspiration et de refoulement et fixer l’équipement d’immersion au fond on utilise le packer, le tubing n’est plus nécessaire.

Schéma pompe suspendue par câble

4.2 Particularité d’utilisation de l’équipement d’un puit par PCEI Avantages : La pcei descendue par câble/ celle descendue par tubing. - L’intervention dans le puits et la récupération de la pompe à la surface est rapide. - Le débit refoulé est important (production par tubage). - Ce type de construction permet de mieux refroidir le moteur. Inconvénients : l’usure du tubage à cause de l’encrage du packer.

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Remarques : Ces pompes sont descendues dans des colonnes de Ø≥ 5 pouces. Vu l’absence de toute pièce mobile ces pompes conviennent aux puits fortement déviés et d’un emploi moins onéreux que le gaz lift. Néanmoins elles ne peuvent fonctionner en présence de sable et d’un GOR élevé. La transmission de l’énergie électrique par câble au fond du puit pose le problème de risque d’électrocution. 4.3 Paramètres principaux d’un puits pompé par PCEI : Le calcul est nécessaire pour faire le choix de la pompe centrifuge. 1) Débit de la pompe. Il est choisit en fonction de la capacité du puits Q pompe  Q puits

2) Charge maximale de la pompe Compte tenu du circuit de perte de charge à vaincre. H n  H dyn  H1   hperte 

Psep

g

H dyn  H st  H Ou : H 

10.Q I.p

I.p : Indice de productivité du puits

h

perte

 hrep  hloc

H im : dépend du GOR. (Indice de gaz dissous). 10.GOR H im   r .

 : Coef de solubilité du gaz  r : Masse volumique relative du brut par rapport à l’eau.

3) puissance absorbée. Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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Sans tenir compte de l’énergie perdue dans le câble Wmot 

k . .g.H nec .Q p

En tenant compte de l’énergie perdue dans le câble à partir de la surface jusqu’au moteur. Wab  Wmot  W Wc : (0.4  0.5) Kw pour 100 m de câble.

4) Choix du diamètre du tubing Il existe des abaques qui donnent le rendement en fonction du débit pour une plage de diamètres usuels de tubing. Le choix optimal est conditionné par un rendement de transport  0.94 . 5) Choix de la pompe Ayant Q et Hn on peut choisir la pompe nécessaire à notre puits. Si H pompe est très grand par rapport à H n il va falloir enlever un certain nombre d’étages. Nombre d’étages à enlever :  H  Z  1  n  Z  H  p  

Particularité de la pompe de fond multi étagé. Elle possède un nombre d’étages élevé montés en série à l’intérieur d’un corps cylindrique. Chaque étage comprend un diffuseur et un impulseur claveté sur l’arbre. Le nombre d’étages dépend de la pression à créer et de la profondeur de puit.

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L’arbre de la pompe est supporté par les appuis supérieur et inférieur. La poussée axiale est supportée par le corps de la pompe. Si la longueur est importante, nécessité de paliers intermédiaires. Application : Soit à choisir une pompe centrifuge électrique immergée pour un puit ayant le diamètre du casing Dc= 168 mm, la profondeur Lp= 2000m, le débit 3 Q p  160 m , le niveau statique du fluide dans le puits hst  600m ,l’indice de J productivité IP  5

m3 kg , la masse volumique du fluide ,   870 3 ; la viscosité J .atm m 2

cinématique du fluide   0,02cm sec et le rapport gaz-huile G.O.R=10 m 3 3 .La longueur de la conduite d’évacuation Lev  100m ,l’altitude m

entre la conduite de sortie puits et l’entrée du séparateur h1  2,5m ; la pression effective dans le séparateur, Psep=6bar. Le coefficient de solubilité du gaz dans l’huile   0,68 . a) Choix du diamètre du tubing. On l’obtient en fonction de la capacité du puits et en tenant compte des recommandations sur le rendement qui ne doit pas être inférieur à 0,94.

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5. Equipements de collecte des hydrocarbures L’huile produite sur les chantiers de pétrole est collectée vers un centre de séparation et d’expédition ou elle sera soumise à la séparation et au comptage ensuite elle sera expédiée vers les unités de traitement. Les réseaux de collecte répondent à un impératif majeur qui consiste à assurer au maximum la séparation du gaz de l’huile avant son expédition et d’admettre un minimum de pertes en fractions légères de l’huile due à l’évaporation. 5.1 Réseaux de collecte C’est l’ensemble des conduites et des accessoires de ces conduites affectés au transport du pétrole brut entre les puits producteurs et le centre de traitement. La conduite prise individuellement est appelée : ligne de conduite. On distingue deux types de réseaux :  Réseau de collecte par ligne individuelle  Réseau de collecte par manifold. 5.1.1 Réseau de collecte par ligne individuelle Dans ce cas, chaque puits est relie individuellement au centre de traitement. Avantage :  Identification immédiate sur le centre même des puits en service et à l’arrêt.  Vérification du fonctionnement effectif des puits en service (pression et température d’arrivée)  Rapidité de passage en essai.  Facilite d’isolement d’une production polluante sur une unité de traitement séparée. Inconvénient :  Prix de revient très élevé si le nombre de puits est élevé.

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5.1.2 Réseau_ de collecte par manifold Pour ce cas, on choisit un ou plusieurs points de groupement ou aboutissent les lignes individuelles des puits. Ces points sont pris tels que les lignes individuelles soient les plus courtes possibles. Au point de groupement, on installe un ensemble de vannes qui permettent d’isoler la production de chaque puits et de la diriger vers un séparateur d’essai. Quand le séparateur d’essai est place dans le centre de traitement, il faut doubler le collecteur par une ligne de ‘’Test’’. Avantage :  Système relativement économique. Inconvénients :  La capacité des conduites doit être calculée sur des données prévisionnelles d’ou risque d’erreurs.  La production entière peut être polluée par celle d’un seul puits émettant de l’eau.  L’huile emplissant les conduites de test doit être chassée avant chaque nouvel essai, d’ou perte de temps.  La surveillance de l’exploitation impose des frais supplémentaires de navettes fréquentes du personnel sur manifold. 5.1.3 Collectes enterrées et aériennes Le règlement de sécurité impose en général d’enterrer les conduites, ceci engendre un coût élevé. Cependant en zone désertique, on laisse certaines lignes à la surface du sol. L’inconvénient est que la conduite non abritée est soumise à des écarts de température qui modifient l’équilibre polyphasique des fluides ce qui nuit à la qualité du traitement. Des refroidissements important favorisent les dépôts de paraffine ou de sels et dans les conduites de gaz, une formation d’hydrates. L ‘avantage de cette installation est le coût moins élevé et la facilité de surveillance. Puits producteurs Puits producteurs

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Centre de Traitement

Fig. 5.1 : Collecte par ligne individuelle Puits producteurs

Puits producteurs

Centre de Traitement

Manifold

Fig. 5.2 : Collecte par manifold 5.2 Les accessoires de collectes. 5.2.1 Les joints isolants Le phénomène le plus néfaste pour les lignes de collecte est la corrosion. L’origine de cette corrosion est liée aux courants qui circulent le long des conduites. Les mesures à prendre afin d’éviter la formation de tels courants sur les conduites sont :  La protection passive  La protection active 5.2.2 La protection passive

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La protection passive est réalisée en isolant les conduites de la terre par des revêtements et le montage de joints isolants. Le rôle de ces derniers est d’isoler électriquement les lignes de collecte des installations auxquelles elles se raccordent car il est plus facile d’assurer la protection active (cathodique) sur des ensembles séparés. On distingue deus types de joints isolants :  Joints isolants à brides  Manchons isolants. 5.2.3 La protection active Si on maintient un point de la conduite à un potentiel légèrement inférieur à celui du sol, tous les courants circulant dans cette conduite sont draines vers ce point. Le phénomène d’électrolyse change de sens et la conduite devenant cathode, la corrosion disparaît. Pour cela, on doit disposer d’un générateur de courant continu dont on relie la borne négative au réseau à protéger et la borne positive à une masse métallique noyée dans le sol humide. Cette anode subit seule la corrosion. Un tel dispositif est appelé ‘’poste de soutirage’’. 5.2.4 Le revêtement externe Il a pour but de protéger la paroi extérieure de la conduite contre la corrosion. L’opération consiste à nettoyer convenablement la surface extérieure et à appliquer une ou plusieurs couches d’un enduit antirouille, et d’un enrobage de bitume à froid ou à chaud avec de la laine de verre imprégnée de houille fendue. Le revêtement interne est parfois utilise contre les corrosions chimiques et bactériennes ainsi que pour éviter la formation de dépôts. 5.3 Les racleurs et gares de racleurs Les racleurs sont des pistons que l’on fait circuler dans une conduite sous l’action d’une pression de gaz ou de liquide. Ils sont munis de garnitures assurant une étanchéité suffisante contre les parois des conduites. Il existe de nombreux types : Département Moteurs et Applications IAP, Boumerdès

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 Les pistons de calibrage destinés à vérifier l’absence de corps étrangers dans la conduite ou à séparer des envois de deux produits différents. Ils sont constitues par de simples balles en caoutchouc mousse ou par un ensemble de coupelles d’étanchéité montées sur un axe.  Les pistons racleurs pour nettoyage. Ils sont munis de brosses pour enlever les dépôts de rouille, de sels et de paraffine.  Les racleurs ébarbeurs à lames de carbone au tungstène. On l’utilise avant la première mise en service d’une conduite pour rayer les gouttes de soudure. Gare de racleur C’est un dispositif utilise pour introduire et recevoir les racleurs dans une conduite en service, sans interrompre le fonctionnement ou en ne l’interrompant que durant un minimum de temps. Ligne d’arrivée

By-pass

Ligne de départ Purge

Sas Fig. 5.3 : Schéma d’une gare de racleur

Une gare de racleur est constituée d’une section de tube en cul de sac, d’un diamètre de 2 à 4 pouces supérieur à celui de la canalisation dans laquelle on introduit le racleur en l’engageant jusqu’à l’entrée de la canalisation, pour le départ, ou dans laquelle, à l’arrivée, le racleur vient s’arrêter n’étant plus propulse par la pression. Il est recommande de prévoir la gare d’arrivée plus longue pour recevoir deux racleurs selon les cas.

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6. Les séparateurs d’hydrocarbures L’huile produite sur les chantiers de pétrole est collectée sur un centre de séparation et d’expédition ou elle sera soumise à la séparation et au comptage après quoi elle sera expédiée vers une raffinerie. Les réseaux de collecte répondent à un impératif majeur qui consiste à assurer au maximum la séparation du gaz de l’huile avant son expédition et d’admettre un minimum de pertes en fonctions légères de l’huile due à l’évaporation. Les réseaux de collecte sont classés :  En fonction du nombre de puits asservis par les installations de collecte.  En fonction du degré d’étanchéité ou de sécurité des conduites.  En fonction du caractère d’écoulement du produit (écoulement à gravite, forcé, commun ou séparé)  En fonction du processus technologique de séparation (séparation à un seul étage, à étages multiples) 6.1 Les séparateurs du gaz de l’huile La séparation du gaz associé de l’huile a pour but :  L’utilisation du gaz comme produit de réinjection ou comme gaz combustible.  D’atténuer les pulsations dans les canalisations de transport.  Améliorer le transport et le stockage de l’huile. 6.2 Classification des séparateurs Les séparateurs se classent suivant :  La destination (la séparation ou la mesure)  La forme géométrique et la position occupée dans l’espace :  la forme géométrique : cylindrique ou sphérique  position : horizontale ou verticale  La catégorie des puits asservis (séparateurs pour puits éruptifs, en gaz lift ou en pompage)

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 La pression de service :  Séparateur à vide jusqu’à 1 bar  Basse pression : jusqu’à 6 bars  Moyenne pression jusqu'à 25 bars  Haute pression jusqu’à 60 bars et plus.  Le nombre d’étages de séparation du gaz (un étage, deux étages)  Le nombre de puits asservis (séparateur individuel ou de groupe)  Le caractère de force principal employé (gravitation, centrifuge, combinée)  Le procédé de fabrication (soudé, riveté)  Selon l’usage :  Les séparateurs gaz/huile  Les séparateurs de détente utilisés pour le traitement des gaz à condensât  les séparateurs d’eau libre (séparateurs purgeurs)  Les scrubbers et filtres. Gaz Joint d’éclatement

Soupape Chicane

Extracteur de brouillard Chambre primaire Entrée du fluide Trou d’homme

Niveau visuel

Sortie d’huile

Chambre de décantation eau

Fig. 6.1 : Séparateur vertical

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Entrée fluide

Sortie Gaz

Purge d’eau

Sortie huile

Fig. 6.2 : Séparateur horizontal

Fluide (mélange) Manomètre Déflecteur Gaz

Gaz

Huile

Huile

Huile Gaz

Fig. 6.3 : Séparateur sphérique

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7. Stockage des hydrocarbures Les capacités implantées sur les chantiers d’hydrocarbures destinées à la collecte et au stockage sont appelées réservoirs. Classification On peut classer les réservoirs. 1) 2) 3) 4) 5)

Les matériaux La forme géométrique Construction du toit Disposition Destination

Remarque : Il est recommandé de placer les réservoirs collecteurs le plus bas possible pour mieux assurer la collecte avec l’énergie de la couche. L’ensemble des réservoirs est regroupé dans un parc de stockage. Dans les pays chauds les réservoirs sont généralement peints en blanc afin d’éviter l’échauffement excessif. La construction des réservoirs est réalisée par des tôles d’acier par soudage soit en virole, télescopique ou bout à bout.

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