REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE Ministère de l'enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique. Université Kasdi Merbah Ouargla

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE Ministère de l'Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

N° Série : ………/2020

Université Kasdi Merbah Ouargla

Faculté des hydrocarbures energies renouvelables et science de la terre et de l’univers

Département de Production des Hydrocarbures

MEMOIRE

Pour obtenir le Diplôme de Master Option : Production Professionnelle

Présenté Par :

KAMRI Yamina, KHERCHI Fateh

-THEME-

Dimensionnement d’un séparateur flash en tête de puits avec un système de recombinaison des

effluents et test sur champ

Soutenue le : / / 2020 devant la commission d'examen Jury :

Président : NECIB Hichem Docteur Univ. Ouargla

Rapporteur : F.BELMILOUD Docteur Univ. Ouargla

Examinateurs : GUAREH Salim Docteur Univ. Ouargla

REMERCIEMENTS

Je tiens d’abord à remercier le bon dieu de nous avoir aidés à réaliser ce mémoire de fin d’étude.

Je tiens à exprimer ma profonde gratitude à mon encadreur Monsieur BELAID de m’avoir accepté au niveau de l’Unité Technique Production DP HASSI MESSAOUD , de m’avoir proposé ce sujet, d’avoir dirigé ce travail, pour son soutien moral, pour sa confiance, pour ces conseils judicieux qu’il m’a généreusement donné, et qui n’a cessé tout au long des nombreuses séances de travail de me prodiguer des conseils et orientations afin d’organiser et de parfaire ce travail.

Le grand mérite lui revient.

Je remercie aussi mon professeur consultant madame BELMILOUD pour son aide à construire et organiser ce travail.

J’adresse tous mes vifs remerciements à mes parents qui m’ont toujours conduits vers le bon chemin et la bonne éducation, que je

peux jamais rendre ce qui ’ils ont fait pour moi.

En fin, toute personne ayant contribué de près ou de loin à la réalisation de ce travail. Aussi ma profonde gratitude aux membres du jury.

FATEH

Yamina

Dédicaces

Je dédie ce modeste travail à toutes les personnes qui m’ont aidé de loin ou de près à accomplir et à bien mener ce travail.

Notamment ma binôme KAMRI AMINA

A Mon père, ma mère, ma femme et mon fils

A qui je dois tout, pour leurs patiences, leurs encouragements et leurs sacrifices consentis envers moi.

Leurs aides précieuses, leurs conseils prodigieux et leurs principes dans la vie m’ont fortement soutenu.

Que ce travail leur soit un témoignage de ma reconnaissance, pour leurs efforts et leurs encouragements.

Que Dieu vous protège et vous accorde longévité et bonne santé.

A mon frère et sœurs

Pour leur soutien moral et leur encouragement considérable.

Que Dieu nous garde unis et solidaire.

A toute ma famille

Je vous adresse mes sentiments et mes considérations les plus sincères. Je vous aime tous.

Dédicaces

C ^e projet fin d’étude est dédié à mes chères parents et qui m’ont toujours poussé et motivé dans mes études.

Ce travail représente donc l’aboutissement du soutien et des encouragements qu’ils m’ont prodigués tout au

long de ma scolarité. Qu’ils en soient remerciés par cette trop modeste dédicace.

C’est un moment de plaisir de dédier cet œuvre ,à mes belles sœurs :Fatima,Chaima,Maroua,Farah,Manoula,

Asouma, en signe d’amour, de reconnaissance et de gratitude pour le dévouement et les sacrifices dont

vous avez fait toujours preuve à ma égard, à mon binôme KHERCHI Fateh, à service exploitation gisement de gaz surtout Mr :LAADJEL et j’oublie

jamais ma deuxième famille : ADAMOU

et finalement à mes ami(e)s Fati,Naima,Khadidja, Abbes qui n’ont jamais cessé(e) de me soutenir .

KAMRI Yamina

Figure I.1 : Localisation du champ de Hassi Messaoud Figure I.2 : Situation géologique du champ Hassi Messaoud Figure ‎I.3 : Division du Champ de Hassi Messaoud.

Figure I.4 : La stratigraphie de champs Hassi Messoud

Figure II.1 ‎. Principe de séparation par gravite Figure II.2. Séparateur horizontal Figure II.3 Séparateur vertical

Figure II.4 : Séparateur sphérique Figure II.5 : Séparateur de teste

Figure III.1:Les forces exerçant sur la gouttelette Figure III.2: Principe de séparation par gravitée Figure III.3: valeur β en fonction de AW/A

Figue III.4 : Trou d’homme et Nozzle du séparateur

Figure IV.1 : Unité mobile d’essai du puits Figure IV.2 : Manifold entrée et sortie séparateur Figure IV.3 : Dispositifs de mesure de débits

Figure IV.4 : Principaux dispositifs d’un séparateur de teste

FigureIV.5: Schéma simplifié le teste par un séparateur conventionnel Figure IV.6: Schéma simplifié de teste séparateur conventionnel recombine

Tableau III.1 : Temps de rétention pour le liquide

Tableau III.2 : Dimensions standard des séparateurs selon la norme AS PER API 12 J Tableau III.3 : Les valeurs K selon API Spec.12J(1989)

Tableau IV.1 : Derniers jaugeage depuis Janvier 2012

Tableau IV.2 : Les paramètres utilisé pour dimensionnement Tableau IV.3: Dimensions de séparateur pour le puits MD 258

Tableau IV.4: Dimensions de séparateur pour le puits MD 258 (2^ème méthode) Tableau IV.5: Les diamètres des NOZZLES pour chaque débit

Tableau IV.6 : Les vitesses calculé pour chaque NOZZLE

ρ_P : La masse volumique de particule ρF : La masse volumique de fluide VP : Volume de particule

SP : Surface de particule Re : nombre de Reynolds V_term : La vitesse maximale CD : Coefficient de trainée ρL : densité liquides (lb / ft3) ρg : densité gaz (lb / ft3)

Dm : diamètre de la gouttelette (µm : micromètre) V : volume de la section de collecte de liquide en ft3

Q : débit volumétrique du liquide en ft3 / s ou bpd (barils par day).

d : diamètre intérieur de séparateur (inch) Leff : la longueur effective de séparateur (feet) T : température opérationnelle (°R)

P : pression opérationnelle (psi) Z : facteur de compressibilité de gaz Qg : débit de gaz (MMscf)

CD : Coefficient de drag

dm : diamètre minimum de la gouttelette a séparée de gaz généralement pris 100 µm H_OMAX : hauteur max d’huile

T_r : temps de rétention µo : viscosité d’huile

Δγ : différence de spécifiques gravité

Résumé

Le réservoir connaît au cours de production des perturbations ou anomalies, donc l'évaluation périodique du puits de pétrole permet d'extraire des informations sur les pressions, la

température...etc.

Parmi les essais du puits on a le jaugeage qui nécessite un séparateur donc dans cette page on étudie le dimensionnement d'un séparateur d'une part et qui sera conçu pour effectuer le test jaugeage d'autre part et ainsi estimer le gain rentable de quantités énormes de gaz brûlé en test conventionnel en utilisant le séparateur conventionnel par séparateur recombine permanant.

Les mots clés : séparateur, pression, débit, test jaugeage

تمٍعتمٌا ًتبمٍُعم ٌّا جٌٌُُبب حمست ٌَٓزتبٌا زئبٌٍ تٕىمشٌا تبلازمٌا هٌذٌ ثازٕغتَ ثببذبذت ,جبتولاا ةزتف ٓف ناشخٌا فزعٔ

خٌا...ةرازحٌا ,ظغضٌبب صبٕمٌا رببتخبب فزعٔ بم نبىٌ زئبٌا ثارببتخا هٕب هم Jaugeage يذٌ ٓف قزطتىس هٌذٌ ًصفٌا سبٍج ٍّع ذمتعٔ ْذٌا صبٕمٌا رببتخا تسارد ِزخلأا تٍج هم, رببتخلاا ٓف ًٌبمعتساَ تٍج هم ًصفٌا سبٍج دبعبأ ذٔذحت تٕفٕو تسارد ٌّا تحفصٌا بٕطخ طُبزمٌا ًصفٌا سبٍجب ْذٍٕمتٌا ًصفٌا سبٍج ياذبتسا كٔزط هع تعئبضٌا ثبٕمىٌا ةبستوا َ ْذٍٕمتٌا ًصفٌا سبٍجب عمبجٌبب فزعٔ بم َأ صبٕمٌا رببتخا,كفذت,ظغضٌا ,ًصفٌا سبٍج :تٕحبتفمٌا ثبمٍىٌا

The reservoir knows at the time of production disturbances or anomalies, so the periodic evaluation of the oil well allows to extract information’s about the pressures,

temperature…etc.

Among the tests of the well one has the gauging which requires a separator therefore in this page one studies the sizing of a separator on the one hand and which will be designed to carry out gauging operations on the other hand and thus estimate the profitable gain of quantities huge quantities of flared gas in conventional tests by using conventional separator to recombine conversion.

flow, test , pressure, gauging,

Separator world:

The key

Table des matières

Table des matières

Remerciement Dédicace Liste de figures Liste de tableaux Symbole et abréviation Résumé

Introduction : ... 1

CHAPITRE I:

Présentation de champ HMD 1. Introduction : ... 3

2. Description de Champ Hassi Messaoud : ... 3

2.1 Situation géographique : ... 3

2.2 Situation géologique : ... 4

3. Description du réservoir : ... 5

3.1 Caractéristiques du réservoir : ... 5

3.2 Zones et numérotation des puits : ... 5

4. Stratigraphie de champ de Hassi Messaoud : ... 6

5. Les problèmes d’exploitation : ... 7

6. Intérêt pétrolier : ... 7

7. Localisation du puits MD 258 : ... 7

8. Conclusion : ... 7

CHAPITRE II

: Séparateurs dans l'industries du pétrole et gaz 1. Introduction: ... 9

2. Principe de fonctionnement des séparateurs : ... 9

3. Caractéristiques générales d'un séparateur : ... 10

3.1 . Paramètres à surveiller sur un séparateur : ... 10

4. CLASSIFICATION DES SEPARATEURS : ... 11

5. Séparateur de test (jaugeage) : ... 13

6. Conclusion : ... 14

CHAPITRE III:

Dimensionnement d'un séparateur 1 Introduction : ... 16

2 Les théories de base: ... 16

Table des matières

2.1 Théorie de sédimentation des gouttelettes : ... 16

2.2 Théorie du temps de rétention : ... 18

3 Dimensionnement d’un séparateur : ... 18

3.1 La 1^ière méthode : ... 18

3.1.1 La contrainte capacité gaz: ... 18

3.1.2 La contrainte de décantation de goutte d'eau : ... 18

3.1.3 Contrainte temps de rétention : ... 20

3.1.4 Procédures de calcul : ... 22

3.2 La 2^ème méthode: SOUDERS et BROWN ... 24

3.2.1 Capacité gaz: ... 24

3.2.2 Capacité liquide: ... 25

3.2.3 Procédures de calcul : ... 25

4. Dimensionnement des Tubulures(NOZZLE): ... 26

4.1 les critères des tubulures (NOZZLE) : ... 26

4.2 Trou d’homme: ... 26

5. Conclusion : ... 27

CHAPITRE IV:

Etude d'installation d'un séparateur in line permanant 1. Introduction : ... 29

2. Données de puits MD258 : ... 29

3. Résultats de dimensionnement par les deux méthodes : ... 30

3.1 Première méthode (méthode mathématique) : ... 30

3.2 Deuxième méthode : (SENDERS BROWN) ... 31

4. Dimensions des tubulures (NOZZLES) : ... 31

5. Teste de puits sur un champ pétrolier (Jaugeage) ... 32

5.1. Procédures de teste : ... 33

6. Teste par séparateur conventionnel : ... 36

6.1 Séparateur conventionnel de teste: ... 36

6.2 Procédures de teste par séparateur conventionnel : ... 36

7 Teste par séparateur conventionnel in line ou recombine : ... 38

8 Conclusion : ... 39

Conclusion : ... 41

Bibliographie : ... 42

Introduction

Introduction général

1

Introduction :

Toute au long de la durée d’exploitation d’un gisement d’hydrocarbure, l’évaluation périodique de la production en terme de paramètres d’exploitation ainsi qu’en qualité et quantité des effluents, joue un rôle crucial sur lequel des éventuelles décisions vont être prises (stimulation, WO, récupération assistée, abandon….etc.).

L’une des opérations qui permet l’accès à ce type d’évaluation est le jaugeage sur puits, dont à travers un séparateur de teste on peut savoir les débits fractionnaires du mélange produit (huile, gaz et eau) pour des différentes pressions conditionnées au préalable, comme on peut prendre des échantillons fluides pour des analyses plus approfondies au laboratoire PVT .

Il existe plusieurs méthodes pratiques de jaugeage sur site : conventionnel, recombine (in line) et le VX.

Ce travail comprend : une étude de dimensionnement d’un séparateur conventionnel d’ une part, qui sera conçu pour effectuer des opérations de jaugeage ; d’autre part une estimation du gain profitable des quantités énormes de gaz torchées lors des tests conventionnels par le recours à la conversion de séparateur conventionnel de SONATRACH en recombine (in line).

Le présent travail obéit à la structure suivante : dans un premier temps, nous présentons le champ d’étude HMD et la situation du puits visé dans cette étude. La deuxième partie est consacrée à des notions sur les séparateurs dans l’industrie pétrolière. La troisième partie est portée sur le dimensionnement d’un séparateur par deux méthodes et ses tubulures (NOZZLES)

On finit le travail par un exemple illustratif de dimensionnement d’un séparateur horizontal (cas de puits MD258), et la conception d’un skid qui permettra la conversion de séparateur conventionnel en recombine et la réalisation des tests in line en tenant compte du cout de cette conversion et les gains apportés par la récupération des quantités énormes de gaz torchées durant les testes.

Ce travail s’achève par une conclusion qui résume l’étude et les résultats obtenus avec des recommandations.

CHAPITRE I

Présentation de champ HMD

CHAPITRE I Présentation de champ HMD

2

1. Introduction :

Le gisement de Hassi Messaoud, l’un des plus grands du monde, s’étend sur une superficie voisine de 2500 km2. Découvert en 1956 et mis en production généralisée en 1958, le gisement de Hassi Messaoud continue, après près de 50 ans, de fournir à l’Algérie cette ressource naturelle qu’est le pétrole brut.

Après plusieurs années de production, la pression du gisement a énormément chutée ce qui a incité à utiliser les méthodes de récupération secondaire (injection de gaz, d’eau, fracturation, acidification, etc.).

2. Description de Champ Hassi Messaoud :

2.1 Situation géographique :

Le champ de Hassi Messaoud se situe à 650 km Sud / Sud-est d'Alger et à 350 km de la frontière tunisienne. Il s’étend sur une superficie de 2500 Km2.[1]

Sa localisation:

En coordonnées Lambert Sud Algérie est la suivante :

 X = [790.000 - 840.000] Est.

 Y = [110.000 - 150.000] Nord.

En coordonnées géographique :

 Au Nord par la latitude 3215.

 Au Sud par la latitude 3130.

 A l’Ouest par la longitude 540.

 A l’Est par la longitude 635.

Figure I.1 : Localisation du champ de Hassi Messaoud

CHAPITRE I Présentation de champ HMD

3 2.2 Situation géologique :

Ce gisement se situe dans la partie centrale du Sahara en bordure du grand Erg Oriental.

Par rapport aux gisements, le champ de Hassi- Messaoud est limité:

 Au Nord-Ouest par les gisements d’Ouargla (Guellela, Ben Kahla et HaoudBerkaoui).

 Au Sud-ouest par les gisements d'El Gassi, Zotti et El Agreb.

 Au Sud-est par les gisements Rhourde El Baguel et Mesdar Géologiquement, il est limité :

 A l'Ouest par la dépression d'Oued Mya.

 Au Sud par le môle d'Amguid El Biod.

 Au Nord par la structure Djammâa-Touggourt.

 A l'Est par les hauts-fonds de Dahar, Rhourde El Baguel et la dépression de Ghadames.

Figure I.2 :Situation géologique du champ Hassi Messaoud

CHAPITRE I Présentation de champ HMD

4 3. Description du réservoir :

Le réservoir est constitué de quatre ensembles ou litho zones, qui sont à partir de bas le R3, R2, Ra et Ri.

Le Ra est compris entre 3257 à 3348 m avec une épaisseur de 91 m, il représente le réservoir principal dans sa partie supérieure, il est formé des grès quartzites, anisométriques moyenne s'intercalent de manière irrégulière.

Le R2 est compris entre 3348 à 3430 m avec une épaisseur de 82 m, il est constitué de grès quartzites et quartzites par fois micacées à ciment argileux assez abondant.

3.1 Caractéristiques du réservoir :

Le gisement de Hassi Messaoud se caractérise par sa formation COMBRO- ORDOVICIEN, sa profondeur entre 3361 à 3473 m.

La légèreté de son huile (API = 54,5) et sa pression initiale élevée (482 Kg/cm2) pour un point de bulle entre 140 et 200 Kg/ cm2.

3.2 Zones et numérotation des puits :[2]

Actuellement le champ est divisé en 25 zones de production (voir figure ci-dessous).

Ces zones sont relativement indépendantes et correspondent à un ensemble de puits communiquant entre eux et se comportant de la même manière de point de vue pression de gisement.

Figure ‎I.3 : Division du Champ de Hassi Messaoud.

CHAPITRE I Présentation de champ HMD

5

4. Stratigraphie de champ de Hassi Messaoud :

La stratigraphie de champ de Hassi Messaoud est résumée dans le tableau suivant :

Figure I.4 : La stratigraphie de champs Hassi Messoud

CHAPITRE I Présentation de champ HMD

6 5.

Les problèmes d’exploitation :

Le champ de Hassi Messaoud compte plus de1153 puits, dont 884 producteurs d’huile (502 en gas-lift), puits injecteurs, 117 producteurs d’eau.

Au fur et à mesure de l’épuisement de l’énergie de gisement, un concentrique est installé dans plus de la moitié des puits producteurs afin d'injecter le gaz pour les besoins de gas lift, ainsi l'injection d'eau douce traitée pour les problèmes de dépôts de sels (zones Sud-Est) qui viennent de la formation, provoquant le bouchage et la corrosion des installations.

L’eau injectée n'est pas compatible avec l'eau de formation, il se produit des nouveaux dépôts (sulfate de baryum). Ces dépôts sont très difficiles à éliminer malgré l'injection des inhibiteurs (D32 par exemple). L'injection d'eau se fait en continu pour les puits à forte salinité, pour le cas contraire un bouchon est suffit Malgré que la teneur des asphaltenes soit faible (0.15%), des problèmes virulents apparaissent dans les zones Sud-Ouest du champ.

Les percées de gaz et d'eau dans les zones soumises à l'injection réduisent considérablement l'index de productivité surtout les puits en percées d'eau qui nécessitent un investissement supplémentaire (gas-lift). Les percées de gaz sont moins dramatiques seulement des pertes de charges supplémentaires dans les collectes.[3]

6. Intérêt pétrolier :

Le champ de Hassi Messaoud de par sa superficie et ses réserves est considéré parmi les plus grands gisements du monde avec une pression de gisement varie de 120 à 400 kgf/cm², une température de l’ordre de 118°c à 123°c et une perméabilité très faible de 0 à 1darcy.

Le réservoir est lié aux quartzitiques du cambrien, l’horizon le plus productif est lié aux lithos zone Ra et R1 dont les qualités pétro physiques sont assez bonnes. La couverture et assurée par une épaisse et étanche assise argilo salifère du trias, le champ de Hassi Messaoud est considéré comme une mosaïque de gisement délimitée par les barrières de perméabilité.

7. Localisation du puits MD 258 :

Le puits MD 258 appartenant à la zone 17, qui se situe a l’intérieure de l’enceinte de la base IRARA .Ce puits s’inscrit parmi les puits producteurs d’huile, (assiste par le gaz lift).

8. Conclusion :

Dans ce chapitre on est présenté notre champ d’étude, on a décrit les problèmes rencontré dans la durée de production de ce champ et le puits visé dans notre travail à

fin d’obtenir une idée sur la zone sélectionnée.

CHAPITRE II

Séparateurs dans l’industrie du pétrole et gaz

CHAPITREII Séparateurs dans l’industrie du pétrole et gaz

8 1.

Introduction:

A partir la terminologie des champs de pétrole, le terme séparateur désigne un récipient sous pression utilisé pour séparer les fluides produits à partir de puits de pétrole et de gaz en composants gazeux et liquides.

Un séparateur pour la production de pétrole est un grand récipient (placée horizontalement ou verticalement) conçu pour séparer les fluides de production en leurs composants constitutifs huile, gaz et l’eau

Les raisons qui nous conduisent à séparer les produits au départ sont :

1) Connaître les possibilités des puits de production en quantité et en qualité.

2) Evaluer et déterminer les paramètres de la production.

3) On doit fournir à l’acheteur un produit bien définit débarrassé de ses principales impuretés

2. Principe de fonctionnement des séparateurs :

Pour les opérations des champs pétrolifères, les séparateurs selon leurs définitions sont basés sur la séparation.

La séparation s’opère par le jeu des différences de densité existant entre les trois composantes (gaz, huile, eau) ce qui leur permet de se stratifier lorsqu'ils se déplacent lentement avec du gaz en haut, de l'eau au fond et de l'huile au milieu Des solides comme le sable seront également installés au bas du séparateur.Les fonctions des séparateurs de pétrole et de gaz peuvent être divisées en fonctions primaires et secondaires [4]

Figure II.1 ‎. Principe de séparation par gravite

CHAPITREII Séparateurs dans l’industrie du pétrole et gaz

9

3.

Caractéristiques générales d'un séparateur :

Les séparateurs doivent intégrer :

 Une Capacité liquide volumique adéquate pour traiter les surtensions liquides (puce) des puits et / ou des courants d'écoulement

 Diamètre et hauteur ou longueur du récipient adéquate pour permettre à la plupart des liquides de se séparer du gaz.

 Un moyen de contrôler le niveau d'huile dans le séparateur, qui comprend habituellement un contrôleur de niveau de liquide et une soupape de moteur à diaphragme sur la sortie d'huile

 Une soupape de contre-pression sur la sortie de gaz pour maintenir une pression régulière dans le récipient

 Dispositifs de décompression

3.1 . Paramètres à surveiller sur un séparateur :

 La pression de séparation : C’est un paramètre d’optimisation de la récupération, de plus elle détermine le débit liquide dans les conditions de séparation, une diminution de celle-ci entraîne une variation très sensible de la vitesse du gaz d ’ou risques d’entraînement de liquides.

 Les niveaux :Les niveaux ne sont pas relevés comme les pressions. Cependant, leur surveillance est aussi importante que celle des pressions. Lors des relevés de ces dernières, il est bon de contrôler les niveaux. Normalement le niveau ne doit dépasser le milieu de niveau à glace, car les vagues qui se produisent dans le séparateur peuvent passer par-dessus les plaques horizontales. Il ne doit pas, non plus être réglé trop bas, afin d'obtenir un temps de rétention de l’huile.

 La température : Une augmentation de température a le même effet qu'une diminution de pression, ou le volume de gaz augmente et par suite, sa vitesse ce qui diminue la capacité du séparateur.

 Les vannes automatiques : doit faire la régulation nécessaire des vannes afin de éviter les risques et l’endommagement de les vannes [5]

CHAPITREII Séparateurs dans l’industrie du pétrole et gaz

10

4. CLASSIFICATION DES SEPARATEURS :

On peut classifier les séparateursde champs de pétrole :

 Par leur configuration : - Séparateur vertical - Séparateur horizontal - Séparateur sphérique

Les trois configurations de séparateurs sont disponibles pour une séparation en deux phases et une séparation triphasée.[6]

Un séparateur trois phases ne diffère d’un séparateur de deux phases que par l’aménagement de la chambre de décantation des liquides. Le mode de séparation reste inchangé.

Figure II.2. Séparateur horizontal Figure II.3 Séparateur vertical

CHAPITREII Séparateurs dans l’industrie du pétrole et gaz

11

Figure II.4 : Séparateur sphérique

 Par ses applications telle que : - Séparateurs de testes.

- Séparateurs de production.

- Séparateurs à basse température.

- Séparateurs de dosage.

- Séparateurs élévateurs.

- Séparateurs par étages (premier, deuxième, etc.).

 Par pression supporté:

- Basse pression - de 10 à 225 psi - Moyenne pression - de 230 à 750 psi

- Haute pression - de 750 à 1500 psi et plus[7]

Les séparateurs dans les opérations de champs pétrolifères peuvent fonctionner à des pressions jusqu'à 5 000 psi.

CHAPITREII Séparateurs dans l’industrie du pétrole et gaz

12 5.

Séparateur de test

(jaugeage) :

Figure II.5 : Séparateur de teste

Séparateur de teste c’est un séparateur mobile prévu comme unité d’essai, facile à raccorder. Le raccordement sur un puits ne nécessite que deux ou trois branchements réalisable par tube flexible. Il assure la séparation en trois phases de l’effluent est généralement équipé de différents types de compteurs pour quantifier l'huile, le gaz et / ou l'eau.[8]

Les séparateurs de teste peuvent être verticaux, horizontaux ou sphériques, et ils peuvent être à la fois biphasés ou triphasés, mais généralement on utilise séparateur horizontal.

Ils peuvent être installés en permanence ou mobil (l’appareil monté avec tous ses accessoires sur un chassait ou une remorque légère)

Le séparateur de teste est utilisé pour :

 Séparer le flux provenant du puits en 3 phases : huile, gaz et eau ;

 Mesurer la vitesse du débit pour chacune des phases dans des conditions données ;

 Prélever des échantillons de chacune de phases à des températures et pressions données.[9]

CHAPITREII Séparateurs dans l’industrie du pétrole et gaz

13 6.

Conclusion :

Ce chapitre a été présenté les séparateurs en générale et le séparateur de teste en particulier. Pour encore mieux assimiler le problème on faire une étude théorique sur le dimensionnement dans le chapitre suivant.

CHAPITRE III

Dimensionnement d’un séparateur

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

15

1 Introduction :

Diverses techniques de dimensionnement d’un séparateur sont utilisés afin d’obtenir ou de sélectionner le plus convenable équipement de séparation.

Les méthodes de dimensionnement sont généralement en fonction de :

 Théorie de sédimentation des gouttelettes.

 Théorie de temps de rétention pour phase liquide. [10]

Ces technique sont dépend la conception de séparateur qui est une chose importante pour déterminer la capacité de production de toutes les installations existantes

2 Les théories de base:

2.1 Théorie de sédimentation des gouttelettes :

Les gouttelettes liquides s'installent dans une phase gazeuse si la force gravitationnelle agissant sur la gouttelette est supérieure à la force de traînée du gaz circulant autour de la gouttelette. Ces forces peuvent être décrites mathématiquement en utilisant la vitesse maximale ou calcul de vitesse de décantation finie [11]

Figure III.1:Les forces exerçant sur Figure III.2: Principe de séparation par gravitée la gouttelette

La vitesse maximale des particules liquides de décantation peut calculer a partir une équation générale :

√

^{( )}

Eq (3 .1)

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

16

Cette équation c’est le résultat de ces deux équations : L’équation de la flottabilité :

( )

Eq (3 .1.1)

La force de traînée :

Eq (3 .1.2)

Pour flux laminaire ⁄ Pour un très faible Re (<1) Re = ρ Vt D / μ.

A partir STOKES la vitesse maximale peut être calculé à partir de l’équation suivante :

Eq (3 .2)

Pour les installations de production de gaz naturel et de pétrole brut, les nombres de Reynolds sont beaucoup supérieurs.

Le C_D doit donc être calculé à partir de l'équation suivante :

Eq (3 .3)

Et la vitesse maximale Vt est calculée à partir de l’équation suivante :

[(

) ]

Eq (3 .4)

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

17 2.2 Théorie du temps de rétention :

Pour s'assurer que le liquide et le gaz atteignent l'équilibre à la pression de séparation, un certain stockage de liquide est requis. Ceci est défini comme " Temps de rétention" ou le temps moyen où une molécule de liquide est retenue dans le séparateur.

En supposant un écoulement du bouchon. Le temps de rétention est donc le volume du stockage de liquide dans le séparateur divisé par le débit de liquide.

Eq (3 .5)

Pour les temps de service normaux entre 0,5 à 3 minutes sont utilisés, mais si le moussage est une préoccupation majeure, les temps jusqu'à 4 fois les valeurs ci- dessus peut être utilisé.

Le réentrainement des gouttelettes de liquide en raison de la vitesse élevée du gaz peut se produire si la longueur au diamètre est supérieure à 4 à 5.

Les rapports L / D de <4-5 pour un séparateur à moitié plein de liquide est habituellement considéré.[12]

3 Dimensionnement d’un séparateur :

Le dimensionnement du séparateur horizontal concerné dans cette étude : 3.1 La 1^ière méthode :

3.1.1 La contrainte capacité gaz:

L'équation de contrainte de CAPACITÉ GAZ fournit une relation entre le diamètre du séparateur et la longueur effective comme suit:

(

) [(

) ]

Eq (3 .6) 3.1.2 La contrainte de décantation de goutte d'eau :

Cette contrainte peut être traduite en une relation utile en assimilant le temps nécessaire pour que les gouttelettes d'eau se déplacent à travers l'épaisseur d'huile HO au temps de rétention d'huile TO et on la combine avec la vitesse de décantation de la gouttelette d’eau , on obtient l’expression de l’épaisseur de l’huile maximale admise H_OMAX

( )

Eq (3 .7)

Le diamètre minimum de la gouttelette d’eau est déterminé par des testes au laboratoire on cas de l’indispensabilité de ces données on attribue la valeur de 500µm a dm donc on peut écrire HOMAX comme suite :

^{( )}

Eq (3 .8)

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

18

Le débit d'huile, d'eau, le temps de rétention et le diamètre de séparateur contrôlent la hauteur du tampon d'huile. Compte tenu d'un séparateur qui est à moitié plein de liquide.

Le rapport AW/A peut être déterminé comme suit :

Eq (3 .9)

^{( )}

Eq (3 .9.1)

^{( )}

Eq (3 .9.2) Où:

A_O A_W A :la section de coupe transversale du séparateur occupée par l’huile, l’eau et la section transversale totale du séparateur respectivement

QO : (MMscfd) L_eff : (inch)

( )

Eq (3 .10)

Eq (3 .11)

En outre, le volume occupé par n’importe quelle phase est également déterminé comme produit du débit et du temps de rétention :

_{( )} ^{( )}

( ) Eq (3 .12)

Le diamètre maximal du séparateur associé à la hauteur maximum d’huile HOMAX est calculé à partir l’équation suivante :

Eq (3 .13)

Où :

H_OMAX : hauteur maximum de l’huile β : le rapport de HO et D

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

19

Pour obtenir la valeur de β (Ho / D) on utiliser le graphe suivant :

Figure III.3: valeur β en fonction de AW/A

Une équation similaire à l’équation (3.9) pourrait être dérivée pour d’autres cas où le liquide occupe plus ou moins de la moitié du volume du séparateur.

3.1.3 Contrainte temps de rétention :

Contrainte temps de rétention résume la relation entre le diamètre et la longueur effective [13] :

( ( ) ( ) )

Eq (3 .14) Où :

(t_r)_o,(t_r)_w : par minute.

Q_O,Q_W : par baril par jour.

L’équation précédente résulte a partir ces étapes : Equation volume :

(

)

Eq (3 .15)

Eq (3 .15 .1)

( )

Eq (3 .15 .2)

( )

Eq (3 .15 .3)

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

20 Equation débit :

Huile :

Eq (3 .16) Eau :

Eq (3 .17) A partir les équations du volume et le débit on obtient :

Huile :

^{( )}

Eq (3 .18) Eau :

^{( )}

Eq (3 .19)

Selon la norme API (spec API 12j)que permet des temps de rétention égaux pour les phases huile et eau comme suite :

Tableau III.1 : Temps de rétention pour liquide

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

21 3.1.4 Procédures de calcul :

Les étapes suivantes résument les procédures afin de déterminer la longueur et diamètre d’un séparateur horizontal tri phasique :

 Déterminer la valeur de (AW /A) à partir de l’équation suivante : ( )

( ) ( )

 Utiliser la figure 3.2 pour déterminer la valeur de (H_O/D) pour la valeur calculée de ( AW/A)

 Déterminer l’épaisseur maximum de l’huile HOMAX de l’équation (3.5) pour un dm égal à 500µm

( )

 Déterminer D_OMAX

 Pour des diamètres inferieurs a D_OMAX on détermine la combinaison entre D et L qui satisfis la contrainte capacité gaz remplaçant 100 µm pour dm et CD

déterminé auparavant par itération:

( ) *(

) +

 Pour des diamètres inferieurs a D_OMAX on détermine la combinaison entre D et L qui satisfis la contrainte temps de rétention par eq

( ( ) ( ) )

 Comparer les résultats obtenus des étapes 5 et 6 et déterminer la quelle des contraintes gouverne le désigne la capacité gaz ou le temps de rétention (capacité liquide)

 Si c’est la capacité gaz qui gouverne le désigne on détermine la longueur seam- to-seam Ls par

Et si c’est la capacité liquide qui gouverne le désigne (temps de rétention) on détermine Ls par :

 Recommander un diamètre et une longueur raisonnables avec un rapport de précision (slenderleness ratio SR) dans la gamme 3-5

( ⁄ )

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

22

Les dimensions standard sont présentées sur le tableau

Tableau III.2 :Dimensions standard des séparateurs selon la norme AS PER API 12 J

D [in](12¾ ) x H or L [ft]

D [in](24) x H or L [ft]

D [in](42) x H or L [ft]

D [in](60) x H or L [ft]

12¾ in x 5 ft 24 in x 5 ft 42 in x 7½ ft 60 in x 7½ ft 12¾ in x 7½ ft 24 in x 7½ ft 42 in x 10 ft 60 in x 10 ft 12¾ in x 10 ft 24 in x 10 ft 42 in x 15 ft 60 in x 15 ft D [in](16) x H or

L [ft]

D [in](30) x H or L [ft]

D [in](48) x H or L [ft]

16 in x 5 ft 30 in x 5 ft 48 in x 7½ ft

16 in x 7½ ft 30 in x 7½ ft 48 in x 10 ft 16 in x 10 ft 30 in x 10 ft 48 in x 15 ft D [in](20) x H or

L [ft]

D [in](36) x H or L [ft]

D [in](54) x H or L [ft]

20 in x 5 ft 36 in x 5 ft 54 in x 7½ ft 20 in x 7½ ft 36 in x 7½ ft 54 in x 10 ft

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

23 3.2 La 2^ème méthode: SOUDERS et BROWN

Comme on est discuté dans les derniers paragraphes sur la conception de séparateur, la méthode de SOUDERS et Brown est basée sur la taille des gouttelettes et la vitesse admissible des vapeurs par l’utilisation de coefficient K Le paramètre de conception, K, dans l'équation de Souders-Brown est un facteur clé pour le dimensionnement de la vapeur-liquide, diamètres des séparateurs. Sa valeur dépend de plusieurs facteurs : pression, propriétés fluides, le flux...tec [14]

3.2.1 Capacité gaz:

Pour la séparation des gouttelettes liquides de 100 microns, la détermination de la longueur et le diamètre c’est comme suite :

*

+

Eq (3 .20)

[(

) ]

⁄

Eq (3 .21)

[(

) ( )]

⁄

Eq (3 .22)

Où K est estimé à partir de tableau ci-dessous:

Tableau III.3 : les valeurs K selon API Spec.12J(1989)

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

24 3.2.2 Capacité liquide:

La capacité liquide est calculée à partir de l'équation suivante:

Eq (3 .23)

Où :

Leff = Longueur effective en (ft);

tr = temps de rétention souhaité pour le liquide, (min) . Ql = débit de liquide,(bpd);

d = diamètre du séparateur (in) 3.2.3 Procédures de calcul :

 Pour chaque valeur donnée au diamètre d (diamètres standard de fabrication) on calcule la capacité gaz eq

 Pour chaque valeur donnée au diamètre d (diamètres standard de fabrication) on calcule la capacité liquide eq

 comparer les résultats obtenus des étapes précédentes et déterminer la quelle des contraintes gouverne le désigne la capacité gaz ou la capacité liquide

 Si c’est la capacité gaz qui gouverne le désigne on détermine la longueur seam- to-seam Lss par :

Et si c’est la capacité liquide qui gouverne le désigne (temps de rétention) on détermine L_ss par :

 Pour chaque valeur de Lss on calcule le slenderleness ratio RS :

 Sélectionnez une taille de diamètre et de longueur raisonnables en choisissant les valeurs de RS comprises entre 3 et 5

La relation Souders-Brown ne fournit qu'une approche approximative.

Une meilleure conception peut généralement être faite en utilisant les données réelles du teste de terrain des fabricants qui tiennent compte de la dépendance de la capacité de gaz sur la hauteur du séparateur (pour la verticale) ou la longueur (pour l'horizontale). L'expérience déposée montre cette dépendance qui n'est pas prise en compte par Souders-Brown équation.

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

25

4.

Dimensionnement des Tubulures(NOZZLE):

En général, une marge de +10% est prise dans le dimensionnement des tubulures qui correspondent à des dimensions standards de brides pétrolières

Il faut anticiper l’évolution future des effluents pour les dimensionnement 4.1 les critères des tubulures (NOZZLE) :

Les tubulures de chaque section (liquide, sortie gaz et les entrées) doivent satisfaire les critères suivants [15]:

 Pour les entrées : ρv²<6000

NB :D'autres critères sont applicables aux unités à vide élevé ou à d'autres unités où la vitesse d'entrée peut être très élevée en raison de la faible densité

 Pour sortie gaz : ρv²<10000

NB : Dans les unités à vide élevé, ce critère peut entraîner une vitesse de sortie élevée, entraînant une chute de pression importante. Dans ce cas, la buse de sortie de gaz doit être dimensionnée de telle sorte que les exigences de chute de pression entre la colonne et le système en aval soient respectées.

 Pour liquides : v˂1(m/s),5(m/s)

NB :Le diamètre de la buse de sortie du liquide doit être choisi par rapport à la taille de la ligne de sortie sélectionnée, est souvent basé sur une vitesse du liquide de 1 m / s. Comme le liquide circulant au-dessus de la buse de sortie du liquide peut entraîner une formation de vortex, la conception doit inclure des mesures pour éviter cela. Ceci peut être fait de deux façons:

 Permettre une hauteur de liquide adéquate au-dessus de la buse de sortie afin de vérifier la hauteur minimale de liquide requise au-dessus de la buse de sortie.

 Installer un vortex breake

On mise en compte que le diamètre de tubulaire peut être égal à celui du :

 Tuyau d'alimentation pour les entrées

 Tuyau de sortie pour sotie gaz 4.2 Trou d’homme:

La taille d'un trou d’homme est généralement de 24 ", à moins que les appareils internes ne nécessitent une taille plus grande pour l'installation. Si le diamètre du

récipient est de 30 "ou moins, une tête à brides peut être considérée au lieu d'un trou d’homme. Pour des raisons mécaniques, les voies d'accès doivent être inférieures à la moitié du diamètre intérieur du séparateur.

En alternative à une voie de circulation, des séparateurs plus petits peuvent recevoir un trou d'inspection, qui est normalement de 8’’

CHAPITRE III Dimensionnement d’un séparateur

26

Figue III.4 : Trou d’homme et Nozzle du séparateur

5. Conclusion :

Dans ce chapitre, on fait étude théorique sur le dimensionnement d’un séparateur teste (horizontal) à partir des notions mathématiques pour bien mener la conception d’effluent dans ce dernier .Le chapitre précédent présente un exemple illustratif.

CHAPITRE IV

Etude d’installation d’un

séparateur in line permanant

CHAPITRE IV Etude d’installation d’un séparateur in line permanant

28

1. Introduction :

L’évaluation de la production de certains puits conduit à une surveillance périodique par le teste du jaugeage qui nécessite l’installation d’un séparateur flash en tête de puits.

On vise le puits MD258, qui s’est inscrit parmi les puits producteurs d’huile, (assisté par le gaz lift), appartenant à la zone 17 et situé à l’intérieure de l’enceinte de la base IRARA

2. Données de puits MD258 :

Tableau IV.1 : Derniers jaugeage depuis Janvier 2012

Données d’effluent :

Débit huile : 2.34 m³/h ; Densité huile : 45 API ; Viscosité huile : 5cp Débit gaz : 1311m³/h ; Gaz SG: 0.82 ; Viscosité gaz : 0.0012cp Facteur de compressibilité du gaz (Z) : 0.92

Débit eau : 285 L/h

Le tableau suivant présente les paramètres utilisé pour le dimensionnement d’un séparateur horizontal, on respecte les unités de chaque valeur :

DATE DE JAUGEAGE

Diam

Duse mm séparatio^{Unité de} n

Debitm3/h

GOR PRESSION Tem

p huile

c

K psi Débit eau l/h

huile gaz tête pipe separ Récup

érée injecté e 13/01/2012 26 - 2.59 1875.77 725 16 14 4.08 20 1.7926 300 21/09/2012 26 600 1.77 1109.69 627 14.2 13 4.69 32 1.9997 0 05/01/2013 26 Vx29 1.65 1173.97 712 15.3 13.4 26 2.6831 40 17/02/2014 18 720 1.34 1033.61 773 16 14 4.28 25 1.7893 0 29/08/2014 24 - 1.83 1152.54 628 14 11.8 12.13 32 2.0693 0 29/12/2014 24 Vx29 2.34 1382.87 592 15.6 12.8 15.4 1.8837 178 19/04/2015 24 600 2.25 1867.71 828 14.1 12 3.87 36 1.6665 160 270 10/05/2015 24 600 2.37 1382.72 583 14 12 2.55 27 1.5509 140 902 30/08/2015 24 600 1.97 1668.94 848 14 11 4.28 32 2.0989 0 29/09/2015 24 600 .26 3983.34 15131 18 12 6.32 29 20.858

3 0

30/09/2015 24 600 .79 4199.79 5314 20 13.5 6.32 28 7.7198 50 12/03/2017 24 600 .79 787.22 994 13.2 12.5 4.28 26 2.9498 0 27/04/2017 24 600 1.57 1869.93 1192 17.5 13 3.67 37 3.4019 2000 06/05/2017 24 600 2.91 3190.35 1097 18 14.1 4.28 34 1.8316 0 17/06/2017 22 600 2.74 2603.25 949 17 14.5 5.1 37 1.4064 120 18/06/2017 22 600 2.36 3767.64 1597 18 14 5.1 33 1.9405 120 20/09/2017 22 600 1.97 2480.15 1256 22.5 10.2 3.57 29 2.973 0 11/02/2018 22 600 2.34 1311.01 561 17 14.5 3.77 14 1.6519 285

CHAPITRE IV Etude d’installation d’un séparateur in line permanant

29

Tableau IV.2 :les paramètres utilisé pour dimensionnement

Séparateur horizontal trios phases (Gaz-Huile-Eau) : API 12J

PARAMETERS entré

Qg 2 mmscfd Débit gaz

Q_o 353 bbl/d Débit huile

Qw 50 bbl/d Débit eau

ρ’o 45,0 ^oAPI Densité huile

γo 0,80 Gravité spécifique d’huile

µo 5 cP Viscosité d’huile

γw 1,04 Gravité spécifique d’eau

γ 0,8 Gravité spécifique de gaz

Z 0,85 Compressibilité de gaz

P 205 psia Pression

T’ 57 ^oF Température de séparation

T 517 ^oR Température de séparation

t_w 3 minutes Temps de rétention eau

t_o 3 minutes Temps de rétention huile

µg 0,0112 cP Viscosité gaz

dm,w 100 Micron Diamètre gouttelette d’eau

dm,o 500 Micron Diamètre gouttelette d’huile

NLL 50% Niveau normal de liquid

3. Résultats de dimensionnement par les deux méthodes :

Les tableaux suivants résument les résultats obtenus de dimensionnement pour le puits MD 258 :

3.1 Première méthode (méthode mathématique) :

Tableau IV.3:Dimensions de séparateur pour le puits MD 258

Ls 5 ,7 Ft Seam to seam length (Sélectionné a partir Table 1)

SR 4,7

Taux d'élancement (valeur pratique de 3 à 5) (Sélectionné a partir Table 1)

D 20 in Diamètre de séparateur (Sélectionné a partir Table 1) L 4,3 Ft Longueur effectif de séparateur

Qg 5 MMSCFD

Capacité gaz L & D (Il faut plus de 2 MMSCFD - valeur d’entrée)

CHAPITRE IV Etude d’installation d’un séparateur in line permanant

30

3.2 Deuxième méthode :(SOUDERS BROWN)

Tableau IV.4:Dimensions de séparateur pour le puits MD 258 (2^ème méthode)

Ls 5,7 Ft Seam to seam length (select from Table 1)

SR 4,7 Taux d'élancement (valeur pratique de 3 à 5) (Sélectionné a partir Table 1)

D 18 in Diamètre de séparateur (Sélectionné a partir Table 1)

L 5,33 ft Longueur effectif de séparateur

Qg 3 MMSCFD Capacité gaz L & D (Il faut plus de 2 MMSCFD - valeur d’entrée)

4. Dimensions des tubulures (NOZZLES) :

Les calculs et le choix des diamètres NOZZLES présenté sur le tableau suivant : Tableau IV.5:Les diamètres des NOZZLES pour chaque débit

DEBIT GAZ

D

POUCE « mètre m m³/H m³/S

8 0,2 1311 0,364166667

DEBIT HUILE

2 0,05 5 0,001388889

DEBIT EFFLUENT D’ENTREE

8 0,2 0,365555556

DEBIT EAU

2 0,05 0,285 7,91667^E-05

La validation des diamètres choisis pour chaque NOZZLE, nécessite que la condition de la vitesse soit supportée.

Les vitesse sont calculées et représentées sur le tableau ci-dessous :

Tableau IV.6 : Les vitesses calculé pour chaque NOZZLE

VITESSE µ(m/s) ρµ

²

NOZZLE SORTIE GAZ

15 ˂

20,6180703

˂30

2152

˂ 10000

SORTIE HUILE 0,707714084

˂1,5

^416,7

ENTREE

7˂

11,64189667

˂13

2846

˂ 6000

SORTIE EAU 0,040339703

˂1,5

1,627291619

CHAPITRE IV Etude d’installation d’un séparateur in line permanant

31

D’après ces résultats on constate que les dimensions du séparateur avec lequel on jauge le puits MD 258 sont largement suffisantes à ce qu’on a besoin pour une bonne séparation ce qui nous donne des débits fiables, autrement dit une bonne quantification.

5. Teste de puits sur un champ pétrolier (Jaugeage)

Le teste de jaugeage est une opération pour mesurer les paramètres des puits en production (pression en tête, pression en ligne, température d’huile, température de gaz, débit d’huile, débit de gaz, la cumule d’eau……).

But de Teste de Jaugeage :

 Détermine les capacités du puits avant et en cours d’exploitation industrielle

 Mesure la productivité du puits.

 Mesure les paramètres du puits.

 Obtention des échantillons représentatifs pour leurs analyses en laboratoire.

 Suivi d’évolution de puits producteur.

Généralement, le jaugeage se fait par une unité mobile qui est conçue pour être installée de façon provisoire au voisinage d’un puits de pétrole et avec raccordement facile et rapide.

Figure IV.1 : Unité mobile d’essai du puits

CHAPITRE IV Etude d’installation d’un séparateur in line permanant

32 L’unité est constituée de :

 Séparateur horizontal tri phasique.

 Cuve à huile verticale de stockage à double chambre.

 Skid de pompage, lui-même constitué de deux motopompes centrifuges.

 Remorque regroupant l’ensemble de ces composants.

Le skid de pompage nécessite une alimentation électrique de 2 x 7,5 KW.

Le fluide pouvant être pompé est Pétrole brut.

5.1. Procédures de teste :

Exigences à assurer avant le teste :

 Bien s’assurer que le puits est dans des conditions normales.

 Bien choisir l’emplacement des différents équipements (séparateur, bac, pompe...etc.)

 Faire le montage en évitant d’encombrer les voies d’accès et des secours.

 Soin toute fuite à n’importe quel niveau du montage doit éliminer.

 Vérification des connexions (séparateur-bacs, bacs-pompe de transfert).

Apres avoir assuré une connexion convenable entre la ligne de production de puits (vanne de teste) et l’entrée et sortie du séparateur et la ligne de torche on procède à l’expédition de l’effluent au séparateur en manipulant sur les vannes d’entrée, sortie de séparateur et les vannes de teste. Le manifold d’entrée et sortie de séparateur est illustré dans la figure ci-dessous[16]

CHAPITRE IV Etude d’installation d’un séparateur in line permanant

33

Figure IV.2 :Manifold entrée et sortie séparateur

En prenant toutes les dispositions nécessaires, tel que le choix de disque de l’orifice de DANIEL, les vannes sortie gaz (presseur contrôle valve PCV) et le réglage des systèmes de contrôle du niveau (level control valve LCV) pour l’huile et l’eau, on aura des paramètres de séparation stables (pression de séparation voulue ps, pression différentielle dans les normes …) sans affecter les paramètres de production du puits.

La figure ci-dessous schématise les points et les dispositifs de mesure des débits des différentes charges d’effluent

CHAPITRE IV Etude d’installation d’un séparateur in line permanant

34

Figure IV.3 :Dispositifs de mesure de débits

Prendre des échantillons huile,gaz ou comme est nommé l’échantillonnage qui est un élément clé dans le processus d’évaluation des différents fluides compris dans le gisement. Un faire attention particulière doit être donné à cette opération

Les mesures obtenu par le jaugeage :

 Mesure Débit huile :

 Compteur Vortex Rotron de 3″, débit élevé.

 Débitmètre Floco a déplacement positif 2″, faible débit.

 Mesure Débit gaz :

 L’orifice de Daniel

 Enregistreur graphique Barton

 Mesure Débit eau :

 Débitmètre Floco positif 2″, faible débit

 BSW :

 Sortie d’huile de séparateur

 Densité gaz

CHAPITRE IV Etude d’installation d’un séparateur in line permanant

35

Les données de puits acquises lors des testes de production sont fondamentales pour développer la connaissance d'un puits, permettant ainsi de valider, de confirmer et d'évaluer le potentiel de production

6. Teste par séparateur conventionnel :

6.1 Séparateur conventionnel de teste:

Un séparateur de teste conventionnel se présente comme un réservoir cylindrique, il assure la séparation en trois phases de l’effluent (huile, gaz et eau) par différence de densité à un niveau permettant une mesure précise de chaque phase produite.

La figure ci-dessous illustre les principaux dispositifs d’un séparateur de teste :

Figure IV.4 : Principaux dispositifs d’un séparateur de teste

Comme le séparateur triphasé est un récipient sous pression, il y a une soupape de sécurité et un disque de rupture ou des soupapes de sécurité à double pression sur le dessus du récipient pour protéger l’équipement des surpressions, des vannes suffisantes sont disponibles pour contourner les composants ou les flux de sortie de mélange selon les besoins

6.2 Procédures de teste par séparateur conventionnel :

Les procédures du teste sont comme expliquer précédemment sur teste jaugeage sauf que la méthode de mesure des débits d’huile et d’eau se fait différemment.[17]

CHAPITRE IV Etude d’installation d’un séparateur in line permanant

36 - Débit huile :

Il est mesuré par l’envoi de la charge d’huile produite durant le teste vers un bac (pression atmosphérique) ou elle se dégazifie, et après mesure de volume collecte dans le bac on fait le rapport volume –temps (durée de teste)

- Débit eau :

Il est mesuré à condition que la quantité d’eau récupérée est très importante, la mesure effectue par les mêmes procédures de débit huile.

Le niveau d’interface de l’huile et de l’eau doit être contrôlé, ainsi la soupape de contrôle est également utilisée sur le séparateur triphasé.

Le gaz est quantifie par l’orifice de DANIEL et l’enregistreur graphique BARTON.

En option, des dispositifs tels que des turbines à gaz ou des vortex peuvent être incorporés pour la mesure du gaz.

A la fin de teste :

 Pompages de brut sur collecte :

- le brut récupéré dans le bac de Jaugeage sera pompe sur collecte à l’aide d’un groupe de pompage, qui sera monte sur le piquage de pompage se trouvant dans la gare racleur.

- Le pompage se fait toute en respectant les mesures de sécurité et il ne faut jamais dépasser la pression de service de la collecte .

 Le gaz :

Ce qui concerne le gaz sa sortie est connectée sur la torche de puits et toute la charge est brulée et parfois se sont des quantités énormes, sachant que la majorité des puits sont à fort GOR.

Le schéma suivant représente le teste par un séparateur conventionnel :