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SOMMAIRE

GENERALITES 1F 2F 3F 4F

ROLE DE LA SEPARATION RENDEMENT DE LA SEPARATION MECANISME DE LA SEPARATION DESHYDRATATIONS

SEPARATEURS 1F BUT 2F PRINCIPE 3F DESCRIPTION 4F TEMPS DE RETENTION 5F DIFFERENT TYPES 6F AVANTAGE ET INCOVENIENTS DES SEPARATEURS HORIZONTAUX 7F

ET VERTICAUX EQUIPEMENT DES SEPARATEURS 7-1 APPAREILS DE CONTROLS a- Sécurité b- Régulation 7-2 CONDITION DE FONCTIONNEMENT a- Effet de la Tempéraure b- Effet de la Pression c- Effet de la Vitesse d’Ecoulement d- Quelques Complications Opératoires dûes aux Mousses, Emulsions, Dépots et Sables

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GENERALITES

Elle consiste à séparer les principaux composants de l’effluent brut afin de permettre la livraison au client, des produits conformes aux normes (% d’eau - salinité etc....). Le fluide en place dans un gisement est un mélange constitué d’hydrocarbures liquides 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 séparateur. Ces décompressions s’accompagnent aussi des baisses de température. En conséquence, les gaz sortent de la solution et se libèrent, les hydrocarbures et l’eau se condensent. Le séparateur reçoit en définitive des bouchons de gaz humide, d’eau libre et d’huile encore chargé de gaz dissous et d’eau. L’extraction et la manipulation de l’huile brut provoquent souvent des émulsions et des mousses. Ces phénomènes particuliers nécessitent la mise en place d’équipements complémentaires au centre de traitement. 1F ROLE DE LA SEPARATION a/ Raison technique 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 maintient en état monophasique. En effet si la tension de vapeur de l’huile après traitement reste trop élevé, des bouchons de gaz apparaissent aussitôt. Les bouchons de gaz perturbent l’équilibre des réservoirs de stockage, dérèglent les mesures, perturbent le fonctionnement des pompes, créent dans les réseaux des pertes de charge importantes et imprévisibles. Ces inconvénients sont du même ordre dans les lignes de transport du gaz. L’apparition de condensas, due à une chute de pression ou de température, fausse les comptages, augmente les pertes de charge et peut parfois dans certains conditions critiques, provoquer le bouchage des conduites par formation d’hydrates. b/ Raison économiques Une séparation bien menée peut augmenter dans des proportions intéressantes, le volume de la récupération liquide par piégeage des composants légers. Elle élève par la même occasion la valeur commerciale du brut. La valeur d’un brut augmente généralement avec sa densité API. C’est-à-dire en sens inverse de son poids spécifique. Degré API = 141,5 - 131,5 S.G.

S.G. = spécific gravity 60° F/60°F En plus l’élimination immédiate de l’eau économise des frais de transfert et de traitement au niveau raffineries.

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c/ Raisons de contrôle Ce fait de pouvoir disposer de produits séparés facilite grandement le contrôle de la production au niveau du champ. Des contrôles quotidiens sont ainsi possibles sur place : GOR, IP, densité, BSW, salinité etc....... 2F RENDEMENT DE LA SEPARATION Pour un brut contenant des gaz dissous, le but est d’éliminer tous les composants normalement gazeux dans les conditions normales de température et à la pression atmosphérique, et de garder tous ces produits normalement liquides. 100 % % des produits gazeux éliminés

0% C1 Méthane

C2 Ethane

C3 Propane

C4 Butane

C5 Pentane

C6 Hexane

C7 Heptane

Composant

Par exemple sur la figure on voit en trait pointillé la représentation de la séparation idéale. On élimine tous les gaz et on garde tous les liquides. Malheureusement en pratique on n’obtient pas ces résultats et on obtient une courbe figurée en trait plein. La partie hachurée représente les gaz que l’on n’a pas pu éliminer et la partie pointillée représente les phases liquides que l’on a perdues. Le but de la séparation est donc de réduire ces surfaces au minimum et de se raprocher le plus possible de la courbe théorique. On cherche à obtenir ce résultat en plaçant en série plusieurs séparateurs (batterie de séparateurs), (en général 3) travaillant à des pressions décroissantes (le dernier étant en général un séparateur à pression atmosphérique) car le rendement sera d’autant meilleur que la séparation sera plus lente. Pour des raisons économiques on ne dépasse pas en général 3 séparateurs en série. 3F MECANISME DE LA SEPARATION P = 760 mm Hg P = 760 mm Hg

P = 760 mm Hg

Point de Rosée Point de Bulle

Liquide TL = 40°C

SEPARATION

Point Intermédiaire

Vapeur tv = 80°C Liquide TL = 80°C

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tv = 150°C

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PT atmosphère

Point critique

30

20

Liquide

10

Courbe de bulle

Liquide Vapeur

+ Vapeur

1

Courbe de rosée

40

150

100

200

Température en °C

Le pétrole brut à sa sortie du gisement obéit aux lois d’écoulement des fluides diphasiques. La vaporisation des fractions légères du mélange apparait dès que la pression prend une valeur inférieure à celle du point de bulle. Le phénomène s’amorce généralement dans le puits même, et se poursuit tout au long du traitement, jusqu’au stockage atmosphérique, à la faveur des pertes de charge dans les conduites et des détentes successives dans les séparateurs. La récupération des éléments légers est d’autant meilleure que la détente est progressive. Les conditions idéales seraient de réaliser une détente continue, entre la pression de bulle et la pression de stockage. On se rapproche de ces conditions en plaçant plusieurs séparateurs en série, et en les réglant sur une échelle de pressions décroissantes. En pratique pour des raisons économique on se limite à 3 séparateurs. En effet au delà le gain est négligeable et sans rapport avec l’investissement. Il existe, pour chaque étage une pression pour laquelle la récupération est maximale. Cette pression se détermine par le calcul en fonction de la composition de brut. a/ Séparation « Flash » Quand l’effluent chemine entre la formation et le centre de traitement, les pertes de charge dans les conduites font que sa pression diminue progressivement. Du gaz se libère en quantité d’autant plus importante que la baisse de pression est plus grande. Aucun produit n’étant normalement soutiré sur le parcours, la masse reste constante, seul varie le rapport en volume de la phase gazeuse à la phase liquide. On dit qu’il y a « flash ». Dans ce phénomène, le gaz entraîne une quantité non négligeable de fractions lourdes. b/ La vaporisation différentielle Si on avait la possibilité de faire circuler l’effluent à travers un nombre infini de séparateurs branchés en série et fonctionnant à des pressions uniformément décroissantes comprises entre la pression de bulle et la pression de stockage, si chaque séparateur déchargeait le gaz libéré à sa pression propre, on réaliserait la vaporisation différentielle idéale, où serait parfaitement respecté à chaque étage l’état d’équilibre diphasique. On constate : la séparation par « flash » fournit plus de gaz et moins de liquide. SEPARATION

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La séparation qui tend à se rapprocher des conditions de vaporisation différentielle fournit moins de gaz et plus de liquide. De plus, l’huile est valorisée par la présence de produits légers. Comme, en général, le produit recherché est l’huile et que, jusqu’à une certaine limite, sa valeur marchande est d’autant plus grande que sa densité est faible, on tend vers la vaporisation différentielle en pratiquant la séparation par étage chaque fois que la pression du gisement le permet. En fait, pour des raisons économiques et techniques, on limite le nombre d’étage à trois ou quatre, rarement plus. Approche en % de la Différentielle idéale

Approche en % de la différentielle idéale

Nombre d’étages 2 3 4 5 6

100 80 60

0 75 90 96 98,5

= = = = =

40 20 Nombre d’étages

0 2

3

4

5

6

Sur le centre de traitement, un séparateur premier étage reçoit l’effluent du manifold d’entrée à une pression P1 pour laquelle une certaine quantité de gaz est libérée et déchargée. L’huile est envoyée dans un séparateur second étage maintenu à une pression P2 inférieure à P1. Une nouvelle quantité de gaz est libérée et déchargée. La même opération se répète autant de fois qu’il y a d’étages. Le stockage final à pression atmosphérique constitue le dernier étage de la chaîne. C’est ainsi qu’une installation à trois étages comporte deux séparateurs et un bac de stockage en série. Bac Séparateur Gaz 1

Manifold

Gaz 3

Gaz 2

P1

P3 Atmosphère

P2

Huile Collecte 3ème Etage

2ème Etage

1er Etage

Schéma de Séparation en Trois Etages

Pour atteindre un rendement optimal, une analyse du brut en laboratoire est nécessaire. Les pressions à maintenir sur chaque étage de séparation sont déterminées d’après cette étude. Des vérifications ultérieures par contrôle du point de rosée dans le gaz déchargé à chaque étage sont effectuées sur chantier. A défaut de ces données, connaissant la pression d’arrivée au centre et le nombre d’étages dont on dispose, les formules ci-dessous peuvent fournir une approximation valable : Le rapport des pressions R sera : R =

SEPARATION

P1 P2

=

P2 P3

=

5

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P3 P4

=

.........

=

Pn PS

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GAZ HP SEPARATION SIMPLE

PT

P1

T1 Gaz Stockage

Stockage

GAZ HP SEPARATION ETAGEE

PT

P1

T1 GAZ HP

P2

T2 Gaz Stockage

Stockage

GAZ HP STABILISATION

PT

P1

T1 GAZ HP Stabilisation

Stockage GAZ HP Réfrigération Compression Absorption Adsorption

PT

P1

T1 GAZ HP Stabilisation

Récupération sur phase gazeuse. Stockage

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n

On aura donc : R =

√ Ps

P1

P2 = PS . Rn-1 P3 = PS . Rn-2 Où :

n P1 P2 PS

nombre d’espacements entre étages (nombre d’étage - 1) pression du premier étage pression du second étage pression du stockage

Exemple • Si n P1 PS

= = =

R

=

2 500 psi 15 psi

• Si n = 3 on aura R donc P2 = 156 psi , P3

=

3,21

= 49 psi

2

√ 500 15

= 5,8

c/ Composition de l’effluent d’un puits, but du traitement La production d’un puits est un mélange complexe d’hydrocarbures le plus souvent de formule chimique générale :

Cn H2n + 2 Le mélange complexe ainsi constitué dans le gisement se trouve dans les conditions de pression et de température généralement élevées. A la pression atmosphérique et à température ambiante, c’est à dire dans les conditions habituelles de stockage sur le champ, de transport et de vente sur les lieux de raffinage, un tel mélange se présente rarement sous forme liquide. Seuls les constituants lourds (heptanes et plus) sont liquides dans ces conditions. Les autres constituants tels que le pentane et l’hexane sont partiellement dissous dans la phase liquide, enfin les constituants légers, méthane, éthane sont presque intégralement vaporisés. Pour expédier et vendre cette production on est conduit à séparer : - Une phase liquide non susceptible de se vaporiser partiellement au cours des opérations de transport. - Une phase gazeuse non susceptible de donner lieu à des condensations ultérieures par variation de pression et température. - Pour des raisons économiques on a le plus souvent intérêt à rechercher le procédé qui permettra le maximum de récupération liquide. 4F DESHYDRATATION Pour qu’un brut se commercialise, il faut que sa teneur en eau ne dépasse pas 0,1 % . L’eau et le brut parfois facilement séparables, forment souvent un mélange particulier appelé « EMULSION ». L’eau est dispersée au sein du pétrole sous forme de très fines gouttelettes (ou inversement) qui n’arrivent que très difficilement à décanter. Cette émulsion peut être très visqueuse et présenter une très grande résistance à l’écoulement. Il existe divers moyens de briser une émulsion et ainsi de favoriser la séparation huile eau. a/ Le réchauffage La chaleur favorise la décantation en abaissant la viscosité et en provoquant la réunion des gouttelettes entre elles. On fait alors passer le liquide dans un réchauffeur. Un réchauffeur est une enceinte fermée et chauffée (au gaz en général) à travers laquelle le fluide circule dans un serpentin. On arrive ainsi à gagner plusieurs dizaines de degrés. SEPARATION

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b/ Adjonction de produits chimiques Certains produits chimiques ajoutés en très faible quantité ont la faculté de provoquer la destruction des émulsions par réunion des gouttelettes entre elles ; on introduit ces produits à des endroits variables des installations. Soit dans le réseau de collecte (au niveau des manifolds) soit dans les séparateurs. La chaleur favorisant l’action des produits chimiques, on pourra très utilement combiner les 2 procédés : réchauffage et injection de produits. c/ Cas des gaz L’eau et le gaz arrivent à former dans certaines conditions de pression et de température des produits solides ayant l’aspect du gire ou de la glace, appelés « hydrates ». Ces produits peuvent boucher les canalisations ou de moins perturber le fonctionnement des vannes par exemple. On empêche le formation d’hydrates par élévation de la température (réchauffeurs) ou par l’injection ou pulvérisation dans le courant gazeux de glycol ou méthanol. Ces produits présentent la particularité d’absorber l’eau.

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LES SEPARATEURS A l’origine, la séparation se faisant à pression atmosphérique dans de simple bacs de décantation. Cette méthode avait le double inconvénient d’entraîner des pertes de produits considérables et d’obliger à reprendre l’huile à la pompe pour la renvoyer au stockage. Les séparateurs actuels travaillent sous pression. Le rendement est ainsi amélioré, et la pression sert le moteur pour le transfert de l’huile. 1F But et conditions opératoires d’une séparation Ce traitement comme son nom l’indique à pour but de séparer l’effluent multiphasique des puits (huile, gaz et eau) en deux phases globales ; l’une gazeuse, l’autre liquide. La phase liquide étant elle-même épurée de son eau libre à cette occasion. A noter que l’effluent multiphasique qui arrive à la batterie de séparation a un écoulement hautement turbulent qui favorise d’une part, la formation éventuelle de mousse et d’autre part, des émulsions (huile/eau) ; lesquelles compliquent et altèrent le processus de séparation. Cet écoulement très turbulent occasionne parfois aussi une alimentation très pulsée du séparateur sous forme de bouchons d’huile et de gaz ; ce qui entraîne un problème au niveau de son dimensionnement. A noter également que le gaz qui s’échappe des séparateurs contient de la vapeur d’eau en équilibre.... Enfin, retenir que la séparation est un traitement que l’on retrouve toujours et en "première ligne" sur tous les champs pétroliers ; qu’ils soient qualifiés de producteurs d’huile ou de gaz. 2F Principe de fonctionnement d’un séparateur

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DEFLECTEUR

PLAQUES LONGITUDINALES

7 TROUE D’HOMME EXTRACTEUR DE BROUILLARD

8

10

1 SORTIE GAZ

11

ENTREE FLUIDE

2

3

5

6

ANTI-VAGUE POUR LC

9 VIDANGES

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SORTIE EAU

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SORTIE HUILE EN FORME DE TE

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Le séparateur est un ballon qui crée un élargissement et une tranquillisation de la veine fluide qui y débouche. Ce qui naturellement favorise les forces de gravité et entraîne une tendance à la ségrégation : gaz, huile, eau ; ceci suivant leur masse volumique respective. De plus ce ballon est équipé d’obstacles sur lesquels vient buter ou ricocher le flux d’entrée. Obstacles qui accélèrent plus efficacement encore ce processus de ségrégation de phases. Un séparateur fonctionne à des conditions de pression et de température qui restent généralement constantes (compte tenu malgré cela des variations diurnes des températures que peut subir l’effluent en provenance des puits (cas des flow lines non enterrées). Ainsi donc, un séparateur délivre en principe les gaz et liquides qui sont en équilibre thermodynamique à ces conditions de pression et de température. Le séparateur, ou la batterie de séparation, constitue aussi stabilisateur de fait du flux, à l’entrée de l’unité de production protégeant ainsi des équipements aval plus sophistiqués ou fragiles Exemple : pompes, compresseurs, tours de traitement, stockage, comptage etc. Enfin et surtout, une batterie de séparation en 3 ou 4 étages constitue un compromis, entre une détente différentielle qui maximiserait le volume de liquide stabilisé aux conditions stockage, et une seule détente flash; de la pression d’arrivée l’usine, jusqu’aux bacs atmosphériques de stockage......... En ce sens la séparation est une première étape de stabilisation de l’huile et souvent la seule, car la moins chère, investissement et coût opératoire. 3F Description des agencements internes des séparateurs Nous rappelons le mécanisme de base : Action de la gravité si des fluides non miscibles et de masses volumiques différentes. En fait, l’effluent d’entrée se présente dans la grande majorité des cas, comme un brouillard plus ou moins dense, des gouttelettes d’huile dispersées dans un jet de gaz. Les agencements internes sont dessinés en conséquence. D’abord pour stopper l’huile entraînée par le gaz et ensuite pour faire percoler vers le haut le gaz dissous dans la masse de liquide ; inclusion de gaz retenu momentanément en fond du ballon L’arrêt des gouttelettes d’huile s’opère de plusieurs façons : Projection contre une paroi Dès l’entrée dans le séparateur les fluides sont projetés contre une paroi. Sous la force d’impact, les particules liquides s’écrasent se rassemblent, et entraînées par leurs poids, ruissellent vers le bas.

Gaz Déflecteur

Entrée des fluides

Liquide

Cheminement contrarié On met à profit la force d’inertie des liquides qui est plus importante que celle du gaz. Le courant est contrarié dans son cheminement par un réseau de chicanes, où il subit des changements de direction, des accélérations et des ralentissements successifs; aménagement qui provoque aussi la ségrégation des phases.

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Centrifugation C’est également une utilisation des forces d’inertie. Le courant pénètre dans le séparateur par une entrée tangentielle ou bien est dévié latéralement par un déflecteur. Il prend ainsi une trajectoire tourbillonnaire rapide. Le liquide est projeté à la périphérie, mouille alors la paroi et s’écoule vers le bas de la cuve.

¬

¬ - Corps du séparateur - - Sortie du gaz (point haut) ® - Entrée des fluides

-

Cheminement du gaz Cheminement du liquide

®

Filtration par tamis Après cette succession d’obstacles aménagés à l’entrée, il reste encore suspendues dans le gaz, d’infimes gouttelettes d’huile qu’on essaie de retenir, en les faisant cheminer au travers d’une sorte de tamis tressé, interposé sur la sortie du gaz. Dans la pratique, ces tamis sont établis pour retenir les gouttelettes de brouillard jusqu’à une finesse de 10µ. On peut assimiler à des tamis, les bourrages de matériaux divers et les filtres poreux.... pour ces derniers, leur principal défaut est qu’ils se saturent et se bouchent facilement. Aussi leur emploi estil limité au traitement des gaz propres n’entraînant que peu de liquide en suspension. C’est le cas des scrubbers où le gaz admis est déjà partiellement asséché...... Cheminement contrarié par chicanes

° ¬ °

¬ - Etranglement (accélération) - - Evasement (décélération) ° - Points d’impact des gouttes de liquide

-

°

°

4F Temps de rétention d’un séparateur L’huile piégée en fond de cuve contient encore du gaz libre dans les conditions de pression et de température du séparation. Ce gaz qui s’échappe par flottation de la solution, chemine sous forme de petites bulles vers la surface du liquide. Et cette libération de gaz se réalise complètement si le temps imparti est suffisant. Ce temps, dit de rétention utile du liquide, est la donnée de base du calcul de capacité. IL est fonction de la pression dans l’enceinte, de la viscosité de l’huile, de la hauteur du niveau de liquide et de l’étendue du plan d’interface liquide/gaz. Ce temps de rétention doit aussi permettre la ségrégation de l’eau entraînée éventuellement avec l’huile et le gaz. Concernant cette eau parasite en l’absence d’émulsion, la séparation gravitaire de l’eau et de l’huile ne présente pas de difficulté et ne joue pas sur la valeur du temps de rétention définie ci-dessus. En fait, si les quantités d’eau sont très importantes, on doit installer un F.W.K.O. qui purge l’eau libre SEPARATION

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en amont de l’unité de séparation; et ainsi allège la charge de cette dernière. Sinon, dans le cas contraire, un séparateur trois phases (gaz, huile, eau) suffit en premier étage de l’unité. Mais il faut toutefois noter que l’élimination de l’eau par un F.W.K.O. ou par un séparateur est rarement complète. Car elle peut se terminer sans dommage et économiquement dans les bacs de stockage, où le liquide est maintenu au repos pendant une période suffisamment longue. A noter également concernant l’élimination de l’eau du brut, qu’avec des huiles à viscosité élevée, on peut être amené à réchauffer le bac pour obtenir cette décantation au cours du stockage. * F.W.K.O : Free Water knock Out séparateur sans sortie de gaz vidangeant seulement l’eau libre contenue dans l’effluent. PERFORMANCES COMPAREES DES SEPARATEURS HORIZONTAUX ET VERTICAUX HORIZONTAL

VERTICAL

1 1 2 2 1 1 2 1 1 1 2 2 1

2 2 1 1 2 2 1 2 2 2 1 2 2

Efficacité de la séparation Stabilisation des fluides séparés Souplesse (Production par bouchons) Facilité de réglage (niveau) Capacité à diamètre égal Prix par unité de capacité Aptitude à admettre les corps étrangers Aptitude au traitement des mousses Facilité de transport Encombrement vertical Encombrement horizontal Facilité d’installation Facilité d’inspection et d’entretien

(1 : le plus favorable, 2 : le moins favorable)

5F Les différents types de séparateurs Les séparateurs sont d’abord définis par leur géométrie : - Sphérique - Cylindrique horizontal - Cylindrique vertical. Noter que les sphériques ne sont pas couramment utilisés. Ensuite par leur usage : - Séparateurs gaz -liquide : Ex : • Séparateur de production (deux phases) • Ballon d’aspiration des compresseurs • Ballon de reflux de colonne • Scrubber de fuel gas. - Séparateurs gaz –huile -eau : Ex : • Séparateur de test • Séparateur de production • Séparateur gaz – condensas - glycol. - Séparateurs huile -eau : Ex : • Séparateur eau -huile dans traitement des eaux huileuses FWKO

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5-1 Séparateurs Verticaux (Fig. 5-1) Ce sont des cylindres verticaux terminés par des fonds bombés. L’arrivée des fluides est tangentielle, environ à mi-hauteur. Ils comportent des chicanes. Fonctionnement Les effluents pénètrent avec une certaine vitesse dans la chambre primaire, où leur est impulsé un mouvement circulaire (entrée latérale, déflecteur). Les liquides piégés s’écoulent le long des parois et s’accumulent dans la chambre de décantation. Du gaz libre se dégage et remonte vers la sortie supérieure, en empruntant la conduite de drainage de l’extracteur de brouillard, dans lequel les gouttelettes de liquide retenues dans les chicanes tombent aussi, après coalescence, dans la chambre inférieure en ruisselant sur les parois. Le gaz séparé, quant à lui, s’échappe alors par la sortie supérieure. La décharge des liquides est assurée de son côté par une conduite basse. Elle est réalisée soit en continu à niveau constant, soit à régime intermittent par remplissage et vidange alternés du compartiment, entre un niveau haut et un niveau bas. L’important est que le temps de rétention nécessaire à la libération du gaz dissous dans l’huile soit suffisant. La tendance est à utiliser une séparation verticale lorsqu’on a très peu de liquide ou des arrivées très irrégulières de ce dernier cas des écoulements par bouchons dans le réseau de collecte ou des pipes transportant un gaz humide..... 5-2 Séparateurs horizontaux (Fig. 5-2) A noter en préambule que pour des raisons de coût on a toujours cherché, surtout en offshore, à minimiser les poids et l’encombrement des séparateurs ; ceci en travaillant sur les agencements internes, par lesquels on cherche à obtenir une séparation acceptable en un temps minimum de rétenttion. La figure (5-2) représente l’arrangement typique d’un séparateur de champ, sur lequel on peut faire les commentaires suivants, concernant son agencement interne. u

Le diffuseur d’entrée a pour fonction essentielle d’absorber l’énergie cinétique du fluide entrant surtout celle de la phase liquide. Il peut aussi induire un tourbillon avec effet centrifuge ; dispositif qui nous l’avons vu est fréquement utilisé dans les ballons verticaux. Le diffuseur assure ainsi une première séparation liquide/gaz.

u

La section de tranquilisation qui est souvent constituée de plaques parallèles ; lesquelles peuvent ou non être légèrement inclinée. Ces plaques sont destinées à assurer la coalescence des gouttelettes de liquide.

u

La chambrer secondaire est le lieu où la plus grande partie de la séparation s’opère.

u

L’extracteur de brouillard, sorte de tamis à maille fine, qui entraîne la coalescence des plus petites gouttelettes de liquide charriées par le gaz. Il augmente l’efficacité de la séparation, réduit la taille du séparateur parce qu’il permet une vitesse de gaz plus grande.

u

La cloison de séparation a pour objet principal d’éviter le « by-passage » de la section de tranquillisation par le gaz, et également d’éviter la formation de vagues induites par ce dernier à la surface de liquide. A noter que certains constructeurs noient partiellement la section de tranquillisation pour mieux éviter le by-passage.

u

Les cloisons anti-vagues ont pour première fonction d’éviter la propagation des vagues à la surface du liquide ; elles sont donc particulièrement intéressantes pour des séparateurs de test montés sur engin flottant. A noter également que ces cloisons réduisent les temps de décantation des liquides en réduisant leur agitation.

u

La garde liquide doit être suffisamment haute pour pouvoir compenser les variations de perte de charge liées à l’extracteur de brouillard, sinon il pourrait y avoir remontée erratique de liquide et réentraînement de ce dernier par le gaz.

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Enfin, l’appareil est, en général, monté sur un châssis (skid). Cette disposition facilite le chargement, le transport et la mise en place. Egalement le skid, toujours avec le souci de réduction de taille mentionné ci-dessus, permet le groupement en un ensemble homogène et compact de tous les accessoires, tuyauteries, instruments de mesure, contrôle et sécurité, nécessaires au fonctionnement du séparateur.... Remarque : Pour en finir avec la description des internes, noter qu’il existe aussi des : - Sand jets : dispositif permettant l’enlèvement de sables et sédiments par jet d’eau. - Vortex breaker : Installation sur la sortie liquide pour éviter l’entraînement de gaz dans le liquide. 5-3 Séparateur sphérique (fig. 5-3) L’effluent pénètre dans le haut de l’appareil (1) et ruisselle sur un déflecteur en forme de cloche hémisphérique (2). Le liquide s’accumule dans la partie inférieure où il est drainé par deux vannes de purge. Le gaz humide monte, passe dans la section de filtration (3) et s’accumule sous la cloche intérieure. Il est repris par une conduite de décharge (4) qui traverse la section de filtration et ressort au bas de l’appareil. Les contrôles sont automatiques.

Ce type de séparateur est relativement récent. Sa construction ramassée le rend peu encombrant et facilement transportable. Il offre une excellente résistance aux fortes pressions. Le dégazage des produits décantés est très bon puisque la forme en calotte sphérique de la chambre de décantation est celle qui donne le meilleur rapport surface/volume. Par contre, le rendement est mauvais dans la cas de production liquide par bouchons. Ces caractéristiques particulières font que ces séparateurs sont habituellement réservés à des champs de distillation où le GOR est très élevé (quelque centaines de grammes de gazoline par m3 de gaz). Description des éléments constitutifs d’un séparateur Voir la figure (fig. 5-3) qui donne une représentation classique d’un séparateur dans un dessin d’ingénierie procédé. Les orifices principaux et les équipements de sécurité du séparateur y apparaissent A B3 B1 et B2 D PSV H PG LG LDC

- Entrée de l’effluent - Sortie gaz - Sortie liquides - Drain - Soupape - Trou d’homme - Prise de manomètre - Piquages de niveau visuel - Piquages pour instruments de mesure et contrôle (pression, température...)

Cette description s’applique tout autant à un séparateur vertical 6F Avantages et Inconvénients des Séparateurs Horizontaux et Verticaux

Verticaux : u

Avantages : - Ils peuvent accepter des bouchons liquides plus importants sans entraînement le gaz (transport du gaz en offshore ou flow line travaillant à basse pression)

excessif dans

- Des quantités importantes de sédiments (sable, boue et paraffines)

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- Moindre tendance à la vaporisation ; vu la distance importante en général entre le niveau du liquide et la sortie du gaz - En encombrement moindre au sol ce qui peut être un avantage sur plate-forme - Contrôle de niveau plus aisé sur support flottant u

Inconvénients : -

Diamètre plus grand Plus chers Plus difficiles à monter sur skid Rapport très réduit n’est pas favorable au dégazage, mauvais rendement en présence d’un GOR élevé > à 200 m3/m3

Horizontaux : u

Avantages : - Meilleur marché - Plus facile à monter sur skid - Diamètre plus petit pour une capacité de gaz donné - Interface plus large entre gaz et liquide - Dégazage rapide car S élevé, GOR > 200 m3/m3. V

u

Inconvénients : - Contrôle du niveau liquide plus difficile - Difficulté possible sur support flottant - Acceptent beaucoup moins bien les sédiments

7F Equipement des Séparateurs Un séparateur est équipé d’un certain nombre d’appareils de contrôle qui surveillent son fonctionnement et assurent la sécurité de marche. Les appareils de contrôle peuvent : - Soit, fournir de simples indications à l’usage de l’opérateur, c’est le cas des manomètres, thermomètres et niveau. - Soit, régler le fonctionnement du séparateur par le moyen d’un organe d’exécution, généralement une vanne, qui leur est asservie. Dans ce dernier cas, ils prennent le nom de contrôleurs. Les dispositifs de sécurité essentiels sont représentés par des soupapes et des joints d’éclatement. Le rôle de ces dispositifs est d’éviter que le séparateur ne soit soumis à des pressions trop élevées. Une fonction de sécurité est aussi assurée par les régulateurs de niveau dans le but d’éviter les engagements. 7-1 Appareil de Contrôle 1- Sécurité u Appareils

de contrôle -indicateurs

Ce sont : les manomètres, les thermomètres qui sont déjà étudiés « mesures ». - Les niveaux En basse pression, le niveau peut être un simple tube transparent, le plus souvent en matière plastique. En haute pression ( 10 bars), Les niveaux visuels utilisent des verres en plaque. Comme elles doivent offrir une résistance élevée,

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Ces plaques sont épaisses (10 à 20 mm) et emprisonnées dans une cage métallique. L’étanchéité verre sur métal est assurée par un joint malléable. Le serrage est obtenu soit par étrier, soit par bride. Le montage d’un verre de niveau exige beaucoup de soins et d’attention vérification de la parfaite planéité des portées métalliques, notament, absence de voiles, de corps étrangers ou de bavures. Le serrage des écrous doit être progressif et uniforme (serrage en croix) faute de quoi, le verre casse. On distingue deux types de niveaux. Les niveaux à lecture par transparence et les niveaux à lecture par réfraction. Les premiers sont montés avec deux glaces opposées, et la lumière traverse l’appareil. Ils sont plus lisibles, mais de réalisation moins simple que le niveaux à réfraction. Ces derniers n’ont qu’une seule glace, et la lecture doit être améliorée par des rainures de section triangulaires, gravées sur la face intérieure de la glace. Ces rainures forment un faisceau de prismes parallèles juxtaposés dans le sens de la longueur. Grâce à cet artifice, la hauteur de liquide reste visible, même lorsqu’il s’agit de répérer un interface entre deux fluides incolores tels que gazoline + eau par exemple. Les niveaux sont raccordés sur les séparateurs par l’intermédiaire de robinets à trois voies munis d’un clapet de sécurité à bille. Le robinet à trois voies permet le passage d’un écouvillon dans le niveau, car de fréquents nettoyages sont parfois nécessaires. La bille de sécurité ferme le robinet en cas de rupture de la glace. Le pointeau du robinet se prolonge par un poussoir qui empêche la bille de s’appliquer sur son siège au moment d’une purge ou de la première mise en service. Un robinet de purge placé au point bas complète l’équipement. - Manipulation des niveaux Le niveau visiuel d’un séparateur en service doit montrer continuellement de petites oscillations. L’immobilité du niveau est un indice de bouchage. v Pour

purger le niveau :

w Fermer les deux robinets de contrôle, w Ouvrir la purge et laisser décomprimer. w Décoller légèrement le robinet supérieur et vérifier qu’il n’est pas bouché, puis refermer. w Répéter l’opération avec le robinet inférieur. w Fermer la vanne de purge. v Pour

la mise en service :

w Décoller la vanne du haut puis celle du bas. w Quand le niveau est établi, ouvrir en grand les deux vannes. w Ne jamais laisser les deux vannes de contrôle du niveau en ouverture partielle, les billes de

sécurité ne pourraient pas fonctionner. Ne jamais se placer en face d’un niveau pendant les manipulations, une rupture de glace est toujours possible et peut blesser gravement. Si une rupture de glace survient, fermer les robinets. Le nettoyage se fait en enlevant le bouchon supérieur après décompression, et en passant, dans le corps de niveau, un écouvillon imbibé de solvant ou d’acide chlorhydrique dilué. Dans ce dernier cas, il faudra rincer abondamment à l’eau claire avant la remise en service. - Les sécurités automatiques Actuellement, beaucoup de centres de traitement sont automatisés et fonctionnent sans surveillance. Ceci n’est possible qu’avec des équipements de sécurité qui protègent le matériel en cas de dérèglement des automatismes. De tels équipements se composent de détecteurs d’alerte, de relais et de vannes v

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Les vannes automatiques (tout ou rien) type « Fail safe » 16

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Les sécurités automatiques sont basées sur le principe du « Fail safe ». Ce terme désigne un montage où, en l’absence de fluide moteur, la vanne prend d’elle-même une position conforme aux conditions exigées par la sécurité. Les positions de fail safe généralement adoptées sont : w Vannes d’arrivée de l’effluent w Vannes de décharge des liquides w Vannes de décharge du gaz sur torche v

= normalement fermées = normalement fermées = normalement ouvertes

Détecteurs de défauts

Ils sont installés sur les appareils à protéger. Ils possèdent un élément de mesure du paramètre à contrôler, qui actionne un distributeur pneumatique à trois voies. En fonctionnement normal ils laissent passer le fluide moteur vers la vanne de contrôle. Si la grandeur contrôlée sort des limites fixées, le détecteur coupe l’alimentation et décomprime à l’atmosphère le circuit pilote de la vanne. La vanne prend alors d’elle-même la position de sécurité convenable. Les principaux détecteurs sont : w w w w w w

Alarme haute pression Alarme basse pression Alarme niveau haut Alarme niveau bas Alarme haute température Alarme basse température

Sur un même appareil, ou sur un groupe d’appareils solidaires les uns des autres, les détecteurs sont raccordés en série ; ainsi un défaut signalé en un point quelconque place tout le groupe intéressé en position de sécurité. Le signal du détecteur est généralement transmis par un relais (suivant logique d’un tableau de sécurité). u

Sécurité de pression

Des sécurités doivent protéger toute enceinte sous pression. Les séparateurs sont, en général, pourvus de deux sécurités de pression. Soit, deux soupapes soit, une soupape et un joint d’éclatement qui libèrent le gaz à l’atmosphère si, par accident la pression interne de l’appareil dépasse une valeur limite. - Les soupapes Une soupape est une vanne dont la position normale est fermée. Un clapet est appliqué sur un siège par un ressort. Ce clapet est soumis à l’action de deux forces opposées : la force pressante du gaz qui s’exerce et tend à le soulever ; la force du ressort qui s’applique sur le siège. La compression du ressort est réglée par une vis de tarage. Le tarage de la soupape est réglé sur un banc d’étalonnage au moyen d’une presse qui envoie une pression sous le clapet, et d’un manomètre qui indique la valeur de cette pression. On agit sur la vis de réglage jusqu’à obtention de la valeur désirée. Quand la soupape est en service, si la pression appliquée sous le clapet dépasse la valeur de tarage, le clapet se soulève et libère le gaz, la pression dans le séparateur décroît. La soupape se referme quand la pression est à nouveau normale. Les échappements de soupapes sont le plus souvent raccodés sur une conduite de torche. Si, par hasard, ce n’est pas le cas, ainsi que cela se produit souvent sur une installation provisoire, on devra prendre garde à l’effet de réaction du jet d’échappement, et le diriger, au moyen d’un coude, dans un sens (généralement vers le haut) où il n’aura aucun effet nuisible. Un séparateur vertical, de petite dimension et mal ancré ; peut être renversé par l’effet de réaction d’une soupape dont le dégagement se fait dans le plan horizontal. SEPARATION

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Le montage de vanne d’isolement en amont des soupapes ou joints d’éclatement est à proscrire car par suite d’un oubli ou d’une fausse manoeuvre, la sécurité peut être supprimée. Si l’on dispose de deux soupapes installées sur le même appareil et , que l’on désire, malgré tout, pour des raisons de commodité d’entretien, pouvoir les isoler, les vannes devront être munies d’un dispositif de verrouillage interdisant l’isolement des deux soupapes à la fois. Les soupapes doivent être soumises à des contrôles périodiques que l’on a trop tendance à négliger. Des oxydations ou des gommages du mécanisme, peuvent se produire, qui modifient le tarage (pression de déclenchement trop élevée). Pour cette raison on double souvent la soupape d’un joint d’éclatement. - Les joints d’éclatement Les joints d’éclatement sont des calottes métalliques obtenues par emboutissage. Leur profil permet de les fixer entre deux brides spéciales. Les joints sont prélevés dans des feuilles minces d’acier ou de laiton dont la résistance à la rupture est calculée en fonction d’une pression déterminée. Cette pression est de 10 % > à la pression de service de l’appareil à protéger. Ainsi un séparateur, la soupape ouvre dès que la pression de service est dépassée et, en cas de non fonctionnement de la soupape, le joint d’éclatement cède avant que la pression d’épreuve ne soit atteinte. L’avantage du joint d’éclatement est sa parfaite sûreté puisqu’il ne comporte aucun organe mécanique. Une fatigue prolongée risque tout au plus d’affaiblir sa résistance, ce qui, en somme, va dans le sens de la sécurité. Par contre, toute rupture du joint impose le remplacement de la pièce, donc une intervention de reconditionnement. Les joints d’éclatement, établis pour des pressions faibles, sont très minces et fragiles. Une manipulation maladroite peut suffire à les déformer. Toute déformation, en créant une amorce de rupture, affaiblit le joint. Un joint ainsi abîmé est à rejeter. 2- Régulation Les pressions et les niveaux des séparateurs sont maintenus aux valeurs désirées par des dispositifs de régulation qui sont des vannes automatiques pilotées par des contrôleurs. u

Les vannes automatiques Ce chapitre est traité de façon plus complète dans le cours de technologie.

u

Les contrôleurs de pression Le rôle des contrôleurs est de commander les mouvements de la vanne de sortie de gaz, pour maintenir constante dans le séparateur. La pression qui a été choisie.

u Les

contrôleurs de niveau

Les contrôleurs de niveau commandent les vannes de sorties liquide des séparateurs. Ils ont à action « tout ou rien » quand chacune de leurs actions provoque l’ouverture ou la fermeture complète de la vanne sans stabilisation intermédiaire. Avec ce type de contrôleur, le niveau liquide est maintenu dans le séparateur entre deux valeurs extrêmes. La vanne ouvre quand le liquide atteint un niveau haut, elle ferme quand le liquide atteint un niveau bas. La purge est discontinue et se fait par décharges successives. Ils sont à action proportionnelle quand leur action sur la vanne est telle que celle qui se trouve, à tout moment, dans une position d’ouverture partielle, proportionnelle à la variation du niveau et, par conséquent, au débit. En action proportionnelle, la purge est continue et le niveau est maintenu constant dans le séparateur. L’action des contrôleurs sur les vannes est transmise soit, par des liaisons mécaniques simple soit, par des circuits pneumatiques (il existe d’autres modes de transmissions soit électriques, soit électropneumatiques qui ne font pas l’objet de ce cours). SEPARATION

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7-2 Condition de Fonctionnement des Séparateurs Les trois éléments physiques qui conditionnent le fonctionnement d’un séparateur sont : la température, la pression et la vitesse de passage des fluides. Dans la pratique, ces trois paramètres ne sont pas indépendants, mais interfèrent les uns avec les autres. a- Effet de la Température En théorie pure, l’état d’un fluide diphasique dépend de sa pression et de sa température. L’expérience de CLAPEYRON démontre que pour une pression donnée, constante, le rapport en volume de la phase gazeuse à la phase liquide est fonction de la température. Si la température augmente, la valeur du rapport évolue en faveur de la phase gazeuse. Il existe une température critique en dessus de laquelle, il ne peut plus y avoir de condensation. Inversement un abaissement de température dans les mêmes conditions de pression augmente le volume de récupération liquide. En d’autres termes, pour un même séparateur qui traite un certain volume d’hydrocarbures : à température élevée, on récupère plus de gaz et moins d’huile qu’à température basse. De plus, à température élevée, la densité corrigée de l’huile est plus forte qu’à basse température (le produit a moins de valeur). Ceci s’explique par le fait qu’à haute température, une partie des vapeurs condensables étant évacuée avec le gaz, on ne recueille plus que les fractions liquides lourdes. b- Effet de la Pression Toujours d’après la loi de CLAPEYRON : à température constante, l’équilibre des phases est fonction de la pression du fluide. Une baisse de pression s’accompagne de vaporisation et réciproquement. La fraction vaporisée est d’autant plus importante que la décompression est plus rapide car il se produit alors un entraînement par le gaz libéré, de produit condensables qui, normalement, auraient pu rester liquides. Comme d’autre part, un des buts du traitement est de ramener la pression des effluents à la pression atmosphérique, il n’est évidemment pas possible de retenir la totalité des fractions légères à l’état condensé, mais une pression de traitement bien choisie peut limiter les pertes par vaporisation. Nous avons vu que la plus forte récupération liquide était obtenue quand la détente était progressive et, que pour cette raison, on installait généralement plusieurs étages de séparateurs, dont la pression de fonctionnement était déterminée expérimentalement dans chaque cas d’exploitation. c- Effets de la Vitesse d’écoulement des Fluides Nous venons d’examiner les effets exclusivement physiques de la température et de la pression sur le comportement du fluide, mais s’il est certain qu’une bonne séparation ne peut être obtenue hors des conditions d’équilibre. La seule réalisation de ces conditions n’est pas suffisante pour que le traitement soit bon. La vitesse d’écoulement à travers le séparateur joue un rôle capital. Nous connaissons le principe de fonctionnement des séparateurs qui se ramène en définitif à retenir par adhérence capillaire, contre des parois judicieusement disposées, les gouttelettes liquides en suspension dans le gaz et à les accumuler dans une zone calme où les gaz dissous se libèrent. Ceci n’est possible que si les turbulences dans le corps de l’appareil ne sont pas excessives. Si la vitesse de passage du gaz est trop grande, l’adhérence des gouttes liquides sur les parois n’est pas suffisante, et elles sont entrainées. De même, si le débit du liquide est trop important ou très irrégulier, la zone de tranquillisation se trouve perturbée. La libération des bulles de gaz n’a pas le temps de se faire ou se fait mal. Le séparateur du second étage reçoit alors une huile mal dégazée : comme sa pression est inférieure à celle de l’étage précédent, la vaporisation est brutale et s’accompagne d’un entrainement de produits légers, avec, parfois, apparition de mousse. Ceci nous conduit à la notion de capacité d’un séparateur. Les constructeurs garantissent leurs séparateurs pour des entraînements inférieurs à 1litre d’huile pour 70.000 m3 de gaz, mais ceci s’applique à des conditions standard. Le débit de gaz est donné en m3 standards, c.à.d. en m3 exprimés à pression atmosphérique, mais traversant le séparateur à la pression de service maximum de cet appareil. Les températures sont ramenées à 15°C et, de plus, ces SEPARATION

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chiffres ne sont valables que pour une alimentation continue, sans à coup, avec de l’huile qui ne forme pas de mousse. La température qui peut augmenter la quantité de gaz libéré et son volume apparent et surtout la pression, ont une très grosse influence sur la vitesse d’écoulement, (une augmentation de température produit le même effet qu’une baisse de pression). Supposons, à titre d’exemple, un séparateur capable de traiter 600.000 m3 de gaz en 24 heures sous une pression de 100 bars. Le volume apparent de gaz traité par le séparateur en 24 heures est de 600.000 : 100 = 6.000 m3. Si la pression est rabaissée à 10 bars, le volume apparent devient alors 600.000 : 10 = 60.000 m3 en 24 heures. La vitesse de passage se trouve multipliée par 10, puisque dans un même temps, le volume traité est dix fois plus grand. Dans ce dernier cas, le séparateur sera surchargé et, il se produira des entraînements. Ajoutons enfin que, l’aptitude de l’huile à former de la mousse peut diviser par trois la capacité des séparateurs. Dans la pratique courante, l’opérateur d’une batterie de séparation n’a que très peu de moyens d’agir sur la température de celle-ci. Exception faite pour quelques séparateurs spéciaux équipés d’échangeurs. La correction du traitement est donc uniquement obtenue par réglage des pressions et des débits admis dans l’appareil. c- Quelques Complications Opératoires Dûes aux Mousses, Emulsions, Dépots et Sables. p

Le moussage

Dans la chaîne de séparation, il se produit au niveau de chaque séparateur (1er, 2ème et parfois 3ème étage) une détente avec libération d’une phase gazeuse. Et cette séquence de dégazage peut occasionner dans certains cas de tension superficelle huile gaz, la formation de mousse. Il en résulte alors un entraînement de particules liquides dans le gaz séparé et qui est dirigé : • Soit vers la torche (perte d’une fraction non négligeable de brut) • Soit vers l’unité d’extraction des condensats avec engorgement de cette dernière.

Les bruts présentent une tendance au moussage nécessitent donc un traitement par des additifs antimousse. Ces produits sont pour la plupart des huiles de SILICONE qui empêchent la formation d’une suspension stable de gouttelettes liquides dans le gaz en sortie des séparateurs. Caractérisation de l’aptitude des bruts à former des mousses Pour examiner cela il faut mettre au point en laboratoire un test simple simulant la détente dans les séparateurs. Tendance d’un brut au moussage Le test nous permet d’établir une classification de l’aptitude d’un brut à mousser en fonction de certaines de ses caractéristiques : w Densité API w Pourcentage d’asphaltène w Indice d’acide.

Des limites pratiques de chacun de ces paramètres peuvent être indiquées en fonction de l’expérience. Soit par exemple : Densité API : densité API > 40 30 < densité API < 40 Densité API < 30

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Pourcentage d’asphaltènes : pourcentage d’asphaltène < 1 Pourcentage d’asphaltène > 1 Indice d’acide : indice d’acide < 0,2 Indice d’acide > 0,2 La combinaison de ces paramètres permet de définir des classes de pétrole brut. Les critères permettant d’évaluer la tendance au moussage d’un brut sont les suivants : w Augmentation de volume due à la formation de mousse (% volume initial pour une

détente

standard). w Stabilité de la mousse (temps de disparition de la mousse en seconde). Le tableau ci-dessous a résume les principaux résultats obtenus sur des pétroles bruts en absence d’eau, et de tensioactifs tels que les inhibiteurs de corrosion et les dés émulsifiants courants. L’examen de ce tableau appelle les commentaires suivants : w En première approximation, on constate une formation de mousse plus importante et

une stabilité accrue lorsque les bruts s’alourdissent. API > 40

30 < API < 40

API < 30

Augmentation de volume due à la formation de mousse (% vol. initial)

10 - 20

20 - 40

>50

Temps de disparition de la mousse en minutes

30

30 - 60

< 60

• Le brut EMERAUDE (API < 30) ne suit pas cette évolution, en raison de sa forte acidité. En effet, toutes choses égales par ailleurs, les bruts à caractère acide ont tendance à diminuer la quantité de mousse formée mais à augmenter sa stabilité (effet quantité des acides naphténiques). • La connaissance des caractéristiques d’un pétrole brut (densité API, taux d’asphaltène, indice d’acide) permet donc de prévoir sa tendance au moussage. Concernant le moussage, l’expérience montre que, dans la plupart des cas étudiés, seuls les caractéristiques du pétrole brut conditionnent ce phénomène de moussage. Ainsi, l’eau associée et/ou les additifs tensioactifs présents ne semblent pas avoir d’influence significative sur les phénomènes observés. Le classement proposé permet de prévoir le comportement au moussage de tout nouveau pétrole brut, connaissant ses caractéristiques. Les tests restent cependant indispensables pour évaluer quantitativement la tendance au moussage d’un brut. Le test permet également de mesurer l’efficacité des produits anti-mousse sur les huiles qui présentent une tendance au moussage importante. Ces additifs agissent à des doses très faibles (5 à 10 ppm). Ce sont pour la plupart des huiles de silicone (par exemple : poly-di-méthyl - siloxane de haut poids moléculaire). Si l’addition d’additifs n’est pas possible ou n’est pas souhaitée, il sera nécessaire de surdimensionner les installations de séparation pour tenir compte de l’effet de moussage lors de la détente Incidence du moussage sur les problèmes opératoires La présence de mousses dans le séparateur peut entraîner une forte augmentation de la quantité de liquide entraînée par le gaz. Dans le cadre d’une étude de dimensionnement, il est par conséquent recommandé d’effectuer au préalable des tests de laboratoire qui permettent de prévoir la tendance au moussage d’une huile et d’estimer le temps de stabilité des mousses. Dans tous les cas : SEPARATION

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• Prévoir l’injection, en amont du séparateur, de produits "antimousses" qui auront été

sélectionnés en laboratoire. • Prévoir un temps de séjour du liquide élevé. • Utiliser de préférence un dispositif d’entrée à effet cyclone • Placer un dispositif angles veines dans le boîte de sortie des gaz • Placer éventuellement, dans la section de passage des gaz, un coalescer à plaques constitué :

- Soit de tôles plates parallèles espacées de 0,75 à 1 pouce ("V plates") - Soit de tôles en forme d’arches concentriques espacées de 1,5 pouce ("Archplates") disposées en 3 ou 4 sections de 1m de longueur. L’efficacité de ces dispositifs sur la résolution des mousses est cependant contestée. p

Emulsions

Les émulsions impliquent l’entraînement d’eau généralement salée dans l’huile . u

Prévoir l’injection, en amont du séparateur, de produits dés émulsifiants qui auront été sélectionnés.

u

Prévoir éventuellement, dans la section liquide du séparateur, un dispositif coalescer

tel que :

Coalescer à plaques de type "V plates" • Matelas coalesceur vertical •

u

p

Si nécessaire, prévoir un dispositif de réchauffage interne.

Les dépôts et le sable

On peut être amenés, dans certains cas, à prévoir l’injection, en amont du séparateur, d’anti-dépôts qui auront été sélectionnés. Lorsqu’on craint la présence de sable, il faut équiper les séparateurs de possibilité d’évacuation mécanique ou hydraulique de ce sable et il faut aussi faire très attention aux problème d’érosion que ce dernier entraine..... Temps de séjour du liquide et temps de retention de l’huile Le temps de séjour du liquide est défini comme le rapport du volume total de liquide retenu dans le ballon (à son niveau normal) au débit de liquide. Pour les applications courantes des séparateurs de production, le temps de séjour du liquide ou temps de rétention global (huile + eau) sera compris entre 3 et 5 minutes : •

2 minutes pour les cas les plus faciles, 6 minutes pour les huiles lourdes ou à caractère moussant, ou si l’on craint des eau/huile. • 10 minutes pour les bruts moussants ou à forte viscosité •

émulsions

Remarque sur le temps de séjour de l’eau On considère souvent que le temps de séjour de l’eau est identique à celui de l’huile car cela a peu d’incidence sur le coût total du séparateur. Ce pendant le temps de résidence de l’eau peut être inférieur à celui de l’huile : 1 à 2 minutes suffisent, sauf en cas de spécifications strictes sur le teneur en hydrocarbures de l’eau. Position des niveaux de liquide • Niveau maximum d’huile La hauteur du liquide est limitée : - Par l’existence d’une vitesse maximum tolérable pour les gaz ce qui impose une section de passage minimum pour ceux-ci

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- Par la présence éventuelle de matelas séparateurs dans la boîte de sortie des gaz. On rappelle que la face inférieure du matelas doit être située à plus de 6" (matelas horizontaux) ou 8" (matelas verticaux) du niveau maximum de liquide. En pratique, dans les cas courants, et lorsqu’il n’y a pas contradiction avec la règle ci-dessus, il est recommandé d’adopter la règle suivante : Hn.h. < 0,65 x D Hn.h. : D :

Hauteur du niveau maximum d’huile par rapport au fond du ballon Diamètre intérieur du ballon.

• Niveau normal d’huile Le volume compris entre le niveau normal et le niveau maximum de l’huile doit être suffisant pour permettre une bonne régulation de niveau sans risque de déclenchement intempestif des alarmes et sécurités. On fixera le niveau normal d’huile de telle façon que le volume précité corresponde à un temps de séjour du liquide de l’ordre de 1 minute • Niveau bas d’huile On s’assurera que le niveau bas d’huile est suffisamment loin du niveau normal d’eau pour éviter les entraînements d’huile dans l’eau. En l’absence d’eau la distance entre le niveau bas d’huile et le fond du ballon sera au minimum de 10 pouces. • Niveau d’eau On adoptera comme hauteur normale d’eau la plus grande des valeurs suivantes : Soit hauteur déterminée à partir du temps de résidence choisi pour l’eau ou une hauteur de 10’’. Lorsque le débit d’eau est faible, on prévoira un pot de soutirage sous le ballon.

FIGURE 5-1

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FIGURE 5-2

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FIGURE 5-3

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