WO2011161343A1 - Dispositif modulaire de separation gravitaire liquide/liquide - Google Patents

Dispositif modulaire de separation gravitaire liquide/liquide Download PDF

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WO2011161343A1
WO2011161343A1 PCT/FR2011/051128 FR2011051128W WO2011161343A1 WO 2011161343 A1 WO2011161343 A1 WO 2011161343A1 FR 2011051128 W FR2011051128 W FR 2011051128W WO 2011161343 A1 WO2011161343 A1 WO 2011161343A1
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separation
pipe
liquid
tank
inlet
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PCT/FR2011/051128
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Inventor
Stéphanie ABRAND
Raymond Hallot
Nicolas Butin
Original Assignee
Saipem S.A.
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36—Underwater separating arrangements
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
    • B01D17/0214—Separation of non-miscible liquids by sedimentation with removal of one of the phases
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02D—FOUNDATIONS; EXCAVATIONS; EMBANKMENTS; UNDERGROUND OR UNDERWATER STRUCTURES
    • E02D29/00—Independent underground or underwater structures; Retaining walls
    • E02D29/06—Constructions, or methods of constructing, in water

Definitions

  • the present invention relates to a liquid / liquid separator of horizontal type, as well as a method of gravitational separation of liquid phases of different densities of a fluid, in particular the oily and aqueous phases of a crude oil.
  • the technical sector of the invention is therefore more particularly the field of oil production, and more particularly the field of offshore oil fields at great depth.
  • Oil production in the deep sea is generally carried out from a floating support anchored near oil wells located at the seabed, that is to say at varying depths of 1000 to 2500m, see more.
  • the floating support generally comprises anchoring means to remain in position despite the effects of currents, winds and waves. It also generally comprises oil storage and processing means as well as means of unloading to removal tankers, the latter being present at regular intervals to carry out the removal of the production.
  • the common name of these floating supports is the Anglo-Saxon term “Floating Production Storage Offloading” (meaning “floating medium of storage, production and unloading") which one uses the abbreviated term "FPSO" in the whole of the following description.
  • the wellheads are generally connected to said FPSO by submarine lines of either SCR type, that is to say suspended lines in chain configuration, or hybrid tower type comprising:
  • a connecting pipe generally a flexible connecting pipe, between the upper end of said riser and a floating support on the surface, said flexible connecting pipe taking, if appropriate, by its own weight in the form of a curve in plunging chain, that is to say, descending widely below the float to then go up to this floating support.
  • the entire production of crude oil is generally brought back on board the FPSO to be treated to separate the oil itself, water, gas, and any sand components.
  • the oil, once separated, is then stored on board, the gas is washed, then sent to the gas turbines for the production of electricity and the necessary heat on board, then the surplus is reinjected into the tank of the field tanker so as to pressurize said tank.
  • the water, after having been released from the sand in suspension, is finally either released to the sea after extensive extraction of any oil particle, or is also reinjected into the reservoir, a complement of seawater taken in sub-surface , generally in addition, to achieve the required flow of water injection into the tank.
  • the extracted sand which represents only minimal amounts in terms of weight, is finally washed and then discharged into the sea.
  • the method of separating the water and the oil contained in a crude oil consists of using very large tanks, generally of elongated cylindrical form, the crude oil entering at one end and running along said tank for a period of about 5 to 10 minutes, during which the various phases naturally separate by gravity to reach the second end.
  • This type of separator hereinafter referred to as "gravity separator”
  • Gravity separator is generally used for crude oil also containing gas, and the gas is then recovered in the upper part of the reservoir, the water and the sand in the lower part, and the oil (oil) in intermediate part.
  • separators which generally incorporate internal complementary devices, such as horizontal, vertical or oblique screens, the purpose of which is to facilitate the separation of the phases and to prevent them from being remixed to one another. subsequent step.
  • separators operate at low pressure, for example 3-10 bar, sometimes even in depression, so as to optimize the degassing of crude oil.
  • This type of separator can measure 3-4m in diameter and 15-20m in length. This stems from the fact that the residence time must be sufficient for the oil particles in the lower part of the separator to have time to rise towards the oil layer situated in the upper part, and in the same way, that the water particles located in the upper part of the separator have time to go down to the water layer located in the lower part of said separator.
  • the vertical travel time of a particle is very high because of the height, so the same diameter of said separator.
  • the pretreatments sought are first of all a partial degassing of the crude, the gas then being directly reinjected on site in specific wells, then a water-oil separation, the water then being treated in specific separators such as cyclones, for example a cyclonic device described in patent EP1951434 of the applicant, to achieve a level of purity, that is to say the absence of oil particles allowing either to reinject the water into a specific local well to maintain the pressure in the oil tank, or again by directly discharging it into the sea. In doing so, only the oil with, if appropriate, a residue of gas and a residue of water which the said FPSO is then able to process in the field is returned to the FPSO. the best conditions.
  • the tank must be able to withstand the implosion under the effect of the pressure which is substantially 100 bars, that is substantially lOMPa per 1000m of water.
  • the transposition of a tank of such a diameter for use at great and very great depth would require wall thicknesses of 100 to 250m to resist the implosion and such boiler elements would be very delicate and very expensive to realize and install at the bottom of the sea at great depth.
  • operating point here means a stable separation of the volumes of phases of different densities inside the cyclone.
  • a problem underlying the present invention is therefore to provide a liquid / liquid separator for treating increasing amounts of crude oil during the life of the insta llation, that is to say, if appropriate additional wells on the one hand, and on the other hand, to treat an oil whose variations in the time of the flow of oil out of the well and / or whose variations in the proportion of water within the oil to be treated requires to be able to redefine the operating parameters of the separator and / or to modify the actual structure of the separator during its lifetime in terms of length and diameter and flow rate of the fluid flowing through it.
  • An object of the present invention is to provide a liquid-type separation device of the horizontal type, that is to say operating by gravitation, for treating a crude oil partially or completely degassed, able to be installed and operate at the bottom of the sea at great depth, in particular at least 1000m, which is simpler and less expensive to realize, install and implement at the bottom of the sea and that provides a solution to the problem adapting and modifying the operating conditions and / or the structure of the separator during the life of the separator as set forth above.
  • the present invention therefore also aims to provide an improved liquid / liquid separation device which solves the problems mentioned above.
  • the present invention provides a modular liquid / liquid gravity separation device of two liquid phases of different densities of a liquid fluid, more preferably the aqueous phase and oily phase of a crude oil, preferably partially or totally degassed, said modular separation device lying at the bottom of the sea, preferably at a great depth of at least 1000 m, characterized in that it comprises:
  • each separation module being supported by at least a first base resting at the bottom of the sea, said first base being anchored to the bottom of the sea by attachment to an anchor, preferably fastening to a first pile of the "suction anchor" type, driven to the bottom of the sea, each separation module comprising:
  • a .2) at least one gravity separation line extending in an axial longitudinal direction (X 2 X 2 ), preferably rectilinearly and parallel to said supply line, such that: a first end of said supply line is connected to at least a first end of at least one separation line and
  • the second end of said feed pipe is connected to a first outlet orifice of a first collector cylindrical reservoir extending preferably in an axial longitudinal direction YiYi perpendicular to the axial longitudinal direction XiXi of said supply pipe and said second end of each separation line is connected to a second inlet orifice of a second collector cylindrical reservoir, the latter preferably being arranged in an axial longitudinal direction Y 2 Y 2 parallel to said axial longitudinal direction YiYi of said first reservoir , and
  • said first cylindrical reservoir comprising:
  • first inlet orifice preferably located in the lower part of said first reservoir, said first inlet orifice being connected to or intended to be connected to an underwater feed pipe resting at the bottom of the sea feeding or for supplying said first reservoir with said fluid
  • each said first outlet orifice comprising or cooperating with a first shutter valve, at least some of said first outlets being each connected to a said second end of a said supply line, said first outlets being arranged side by side in the longitudinal axial direction Y 1 Y 1 of said first tank, and
  • a said second reservoir comprising:
  • each said second inlet orifice comprising or cooperating with a second shut-off valve, at least some of the said second inlet orifices being each connected to a said second end of a pipe of separation, said second inlet ports being arranged side by side in the axial longitudinal direction Y 2 Y 2 of said second tank, and
  • At least a second lower outlet orifice comprising or cooperating with a second export pump connected to or destined to be connected to a second discharge pipe.
  • said supply line and said separation line are both located on one side the elbow tubular device and on the other side the two so-called first outlet port and second inlet port.
  • said first and second reservoirs are located on the same side of said supply line and separation line, which is said to be the opposite side of said elbow tubular device.
  • the present invention also provides a method of using a modular liquid / liquid gravity separation device according to the invention, characterized in that the separation of the oily phase and the aqueous phase of a crude oil is carried out, preferably partially or totally degassed which may contain sand, according to the following successive steps in which:
  • said first tank is fed from at least one said underwater feed pipe lying at the bottom of the sea, into crude oil preferably partially or totally degassed in a liquid / gas separation device and coming from a well at the bottom of the sea, said pipe lying at the bottom of the sea being connected to a said first inlet of said first reservoir, and
  • said oily phase is evacuated from at least one said second upper outlet orifice via at least one said first discharge line, preferably to a surface floating support, with the aid of a so-called first pump, and
  • said aqueous phase is discharged from at least one said second lower outlet orifice via at least one second discharge pipe, with the aid of a said second pump, preferably towards a well at the bottom of the sea in which the water of said aqueous phase is reinjected.
  • modular separation device is modular in that:
  • said separation modules can be installed separately and therefore added during operation of the separation device according to the invention, and therefore that all or only some of said first outlets of the first reservoir and second inlet ports of the second reservoir may be connected to a said separation module.
  • the device of the present invention is advantageous first of all by its modular nature.
  • the modularity of the separation device according to the invention makes it possible to add separation modules as and when additional wells are operated.
  • said separation device can be fed from a plurality of supply lines resting at the bottom of the sea from a plurality of wells, connected to a same said first inlet of said first reservoir or at a plurality of first inlet ports of the first tank.
  • the proportion of water and / or the composition of the oily phase of a crude oil can cause changes in the viscosity curve as a function of the pressure and the temperature of the crude oil, these variations where necessary to add or remove separation modules to obtain optimum operation of the separation device.
  • the modularity of the separation device of the present invention is also advantageous in that it makes it possible to add or remove separation modules during operation of the device in order to modify the flow rate of the fluid as a function of the proportion of water ("water eut") of the fluid to be treated and generally pleated according to the physicochemical characteristics of the fluid to be treated, which have an impact on the flow rate and the pressure losses within the separation pipes, in particular with respect to relates to the viscosity of the fluid.
  • a said common collector device also makes it possible to group the plurality of connection elements at the level of said first inlet orifices and said second upper and lower outlet orifices intended to be connected to said pipes resting at the bottom of the sea and respectively to said first and second discharge pipes.
  • the implementation of a plurality of separation modules allows the implementation of standard submarine pipes as supply line and separation line, including standard diameter and thickness lines resistant to the im plosion due to the pressure at the seabed, while avoiding, thanks to the supply lines among others, the implementation of separation lines of too great length and the resulting problems mentioned above.
  • the device according to the present invention makes it possible to produce a liquid / liquid separation device at the bottom of the sea with feed lines and separation lines made from underwater oil exploitation pipes of standard diameter and thickness. , in particular diameters from 6 inches to 30 inches (150 mm to 750 mm).
  • each first or second pump is able to pump a liquid within said second tank and to circulate it under pressure within a said first or second discharge pipe.
  • said pipes and said reservoirs are arranged such that:
  • each said gravity separation line extends rectilinearly in a longitudinal direction (X 2 X 2 ) located in the same plane as the longitudinal direction (XiXi) of said supply pipe, preferably parallel to said supply pipe ( 6), and said second collector cylindrical reservoir (4) is disposed in an axial longitudinal direction (Y 2 Y 2 ) parallel to said axial longitudinal direction (YiYi) of said first reservoir, and
  • said common collecting device comprises: i) a said first reservoir in which:
  • said first inlet orifice comprises a first inlet pipe portion whose end, held in a fixed position relative to said first support structure, comprises a first connection element connected to or intended to be attached to a first element of complementary connection to the end of said submarine feed pipe, preferably said first inlet pipe portion being a first rigid pipe portion portion of which said first connecting element is held in a fixed position on the underside of said first support structure, and
  • each said first outlet orifice comprises a first rigid outlet pipe portion, whose end, held in a fixed position with respect to said first support structure, comprises a second connecting element connected to or intended to be connected to a second element complementary connection to a said second end of the supply line, and ii) a said second reservoir in which:
  • each said second inlet orifice comprises a second rigid pipe portion whose end, held in a fixed position relative to said first support structure, comprises a third connecting element, connected to or intended to be connected to a third connecting element complementary to a said second end of separation pipe, and
  • each said second upper outlet orifice is connected to a said first pump supported by the said first support structure, the said first pump being connected by a fourth connecting element to a said first discharge pipe, preferably via a first exhaust pipe portion whose end comprises a said fourth connecting element, said fourth element being held in a fixed position with respect to said first structure in a fixed position with respect to said first support structure, more preferably the underside of said first support structure, said fourth connecting member being connected to or connected to a fourth complementary connecting member at the end of said first discharge line, and
  • each said second lower outlet orifice is connected to a second pump supported by said first support structure, said second pump being connected by a fifth connecting element to a said second discharge pipe, preferably via a second exhaust pipe portion, the end of which comprises a fifth said connecting element, said fifth connection element being held in a fixed position with respect to said first support structure, more preferably on the underside of said first structure support, said fifth connecting element being connected to or intended to be connected to a fifth connecting element complementary to the end of a said second discharge pipe, and said first, fourth and fifth complementary connecting elements located at the ends of said submarine feed pipe lying at the bottom of the sea and respectively said first and second discharge pipes, are supported by said second base and held in a fixed position in surface of a first platform of said second base.
  • first and second rigid pipe portions are fixed in position relative to said first support structure, by itself, by the rigidity of said first and second pipe portions, that is to say without specific fixation or support on said first support structure.
  • said connecting elements and complementary connecting elements are constituted by male and female parts of automatic jaw type connectors, marketed by Cameron (France) or Vetco (USA) ).
  • said supply line has a diameter smaller than that of the separation pipe and is disposed above the separation pipe.
  • said separation module comprises an upper supply line disposed above at least two lower separation lines.
  • said angled connecting device in particular Y-shaped or T-shaped, has an upper channel divided into two lower channels feeding said first ends of the two separation lines.
  • the double separation modules thus obtained are interesting because two separation pipes can be used for the cost of only 3 automatic connection connectors instead of 4 connectors if each of the separation pipes was fed by a different supply line. , so that the unit cost of automatic connectors is extremely high and is the main cost of a separation module.
  • the inside diameter of the feed pipe 6 is between 30 and 100%, preferably between 50 and 100% of the inside diameter of the separation pipe.
  • a said separation module comprises a said supply line and said separation line arranged side by side at the same depth and the same diameter.
  • This embodiment is particularly advantageous since it makes it possible to start the separation as soon as the fluid circulates in the feed pipe 6, provided that it has of course a sufficient diameter, such as that of the separation pipe. By doing so, the length of the separation module can be reduced by two; in particular, so that the length of the separation modules L remains less than 50 m, preferably less than 30 m.
  • all said separation modules are supported by one and the same said first base, said first base extending in a longitudinal direction Y 3 Y 3 perpendicular to the longitudinal directions XX ', XiXi, X 2 X 2 of said separation modules and said first base being located in the longitudinal direction XX 'of said separation modules at a distance L1 of said first ends of said separation modules equal to a value of 1/3 to 1/2 of the total length L of said modules of separation from said first ends of said separation modules.
  • said separation module includes mechanical reinforcing elements providing a rigid connection between said supply line and said one or more separation pipes, preferably over their entire length. It will be understood that these mechanical reinforcing elements maintain the linearity of the separation ducts and in particular prevent their deflection in the part extending between said first and second bases when only one said first base of support of said separation modules is used. .
  • a modular gravity liquid / liquid separation device comprises a bypass line from said second upper outlet orifice or said first discharge pipe and / or a bypass pipe from said second orifice of lower outlet or of said second discharge pipe, preferably by means of a three-way valve, so as to transfer in a said submarine feed pipe resting at the bottom of the sea feeding said first tank, a fraction of the liquid exiting said second upper outlet orifice or respectively said second lower outlet orifice, more preferably by transferring said liquid fraction into a mixer located at said submarine feed pipe lying at the bottom of the sea.
  • said first em base cooperates with first cylinders adapted to adjust the horizontality or the inclination of said separation modules relative to the horizontal and / or and said second base cooperates with second jacks able to adjust the horizontality or the inclination of said separation modules and / or the horizontality or inclination of said first and second tanks relative to the horizontal.
  • a modular liquid / liquid separation device including at least one said first outlet orifice and a said second inlet orifice. adapted to be connected to the same separation module, are closed and not connected to a said separation module, and, after setting embodiments of steps 1) to 6) of said method of use defined above, the following successive steps are carried out in which:
  • a modular liquid / liquid separation device comprising more than two separation modules is used, and, after implementing steps 1) to 6, ) defined above, the following successive steps are carried out in which:
  • a fraction of the liquid discharged from said second upper outlet orifice and / or respectively of said second orifice is taken.
  • lower outlet which is reinjected on said underwater feed pipe to mix said liquid fraction with the crude feed oil and thus modify the proportion of water of the crude oil entering said modular separation device.
  • Crude oils generally have a viscosity which depends on their own physicochemical characteristics and experience a pressure drop depending on this viscosity, as well as the specific characteristics of each separation pipe.
  • the emulsion leaving the well has a viscosity which varies according to its proportion of water (“water-cut”) and which has a singular point for a certain percentage of water, variable from one crude to another .
  • This point known to those skilled in the art, is called inversion point.
  • the inversion point corresponds to a maximum viscosity of the crude oil concerned, which is obtained for a particular proportion of water. It is therefore likely to be at the point of inversion if the proportion of water is unstable in the crude oil treated.
  • the cleaning of at least one separation module for evacuating the sand possibly deposited at the bottom of its said separation pipe by carrying out the following successive steps in which: 7.3) said shutter valves are opened from said first outlet orifices and / or said second inlet orifices of the separation module or modules to be cleaned, and the shut-off valves of said first outlet orifices and / or said second orifices are closed; to which are connected the other separation modules in greater number than the separation modules to be cleaned, preferably a single separation module to be cleaned and maintained in open communication with said first outlet orifices and said second orifices and 8.3) said crude oil is circulated at an accelerated flow rate through the at least one separation module to be cleaned exclusively, and
  • the subject of the present invention is also a process for installing at the bottom of the sea a modular liquid / liquid gravity separation device according to the invention, characterized in that the following steps are carried out in which:
  • a modular gravity separation device according to the invention will advantageously have the following dimensional characteristics:
  • FIG. 1 is a side view of a horizontal modular underwater separator according to the invention resting on two suction anchors installed at the bottom of the sea,
  • FIGS. 1A and 1B are side views illustrating phases of the installation of the separator, leading to the final configuration of FIG. 1,
  • FIG. 2 is a view from above of the device of FIG. 1,
  • FIG. 3 is a view along the XX axis of a bi-tube separation module resting on an adjustable transverse support beam 9-lb in an incline with respect to a suction anchor,
  • FIG. 4 is a top view illustrating a scanning mode, of a separator pipe of a module with reference to FIG. 3, in which the entire flow of oil is directed towards a single said separator pipe in order to put the solid particles of sand in suspension and send them directly to the surface for treatment onboard the FPSO,
  • FIG. 5 is a view along the axis XX of a single-tube separation module with a double path resting on a said transverse beam 9-lb,
  • FIGS. 6A and 6B describe a separation pipe in side view and in cross section equipped with internal devices 16 intended to create turbulences
  • FIG. 7A is a diagram resulting from a calculation illustrating the pressure losses within a pipe corresponding to a water that had moved away from the inversion point
  • FIG. 7B is a diagram similar to the diagram of FIG. 6A, resulting from a calculation illustrating the pressure losses within a pipe corresponding to a water was close to the point of inversion,
  • FIG. 7C is a top view of a complementary device of the invention to avoid operating modes close to the reversal point, by recycling a portion of the treated water, which has the effect to modify the value of said water had crude oil entering the separator.
  • FIGS. 8A and 8B are side and top views of the second cylinders 14 supported by said second base 9-2 and supporting said support structure 2 of the collector device 1b.
  • FIG. 8C is an illustration of a permanent locking means after adjustment of the horizontality of the support structure 2 by means of the second jacks 14 on the base 9-2 shown in a view from above in FIG. 8B .
  • a modular liquid gravity / liquid separation device 1 of the aqueous phase 11-1 and oil phase 10-1 of different densities of a crude oil, preferably partially or completely degassed Said modular separation device 1 rests at the bottom of the sea 30, and can rest at a great depth of at least 1000 m.
  • the modular liquid / liquid gravity separation device 1 comprises a plurality of separation models connected to a common collecting device 1b.
  • Each separation module comprises a fluid supply line 6 and at least one gravity separation line 7 of substantially the same length, disposed below, rectilinearly and parallel to the supply line 6.
  • An elbow tubular device 8 connects a first end 6-1 of the supply duct 6 at a first end 7-1 of each of the separation ducts.
  • the common collecting device 1b comprises a first tank 3 supplied with crude oil by a supply line resting at the bottom of the sea 5 via a first inlet port 3 - 1.
  • the first tank 3 comprises a plurality of first orifices. 3a output connected to a plurality of feed lines 6 of a plurality of separation modules la, at the second ends 6-2 of said feed lines 6 and supplying crude oil.
  • aqueous phases 11-1 and oily 10-1 are separated within the separation lines 7 before being discharged into a second tank 4 via the second inlet openings 4a of said second tank to which the second ends are connected. 7-2 of the separation pipes 7.
  • the oily phase 10-1 is conveyed at the surface from an upper outlet 4b-1 of the second tank 4 with the aid of a pump 10a and through a first evacuation pipe 10.
  • the aqueous phase 11-1 is conveyed to the bottom of the sea 30 by means of a second pump 11a and through a second discharge pipe 11, preferably to be reinjected to another well nearby, from a lower outlet 4b-2 of the second tank 4.
  • the device can be connected to:
  • first base 9- 1 comprises a lower platform 9- the arranged at the end of the first pile 20-1 and supporting first cylinders 13, which first cylinders 13 support a first transverse support beam 9- lb extending in a transverse direction Y 3 Y 3 .
  • the first collector cylindrical reservoir 3 extends in an axial longitudinal direction YiYi perpendicular to the axial longitudinal directions XiXi of the feed pipe 6 and X 2 X 2 of the separation pipes 7.
  • the second collector cylindrical reservoir 4 is arranged in one direction longitudinal axis Y 2 Y 2 parallel to said axial longitudinal direction YiYi of said first tank 3.
  • the common collector device lb comprises a first support structure 2, the latter supporting said first and second reservoirs 3 and 4. Said first support structure 2 is itself supported by a second base 9-2 resting at the bottom of the sea 30. The second base 9-2 is fixed to the top of a second stack 20-2 type "suction anchor" sunk to the bottom of the sea 30.
  • the first inlet port 3- 1 is located in the lower part of said first reservoir, it comprises a first inlet pipe portion whose end comprises a first connecting element 5a connected to or intended to be connected to a first element of complementary connection 5b at the end of the submarine feed pipe 5. Said first connecting element 5a is held in a fixed position on the underside of a first platform 2b of said first support structure 2.
  • Each said first outlet port 3a comprises a first bent rigid outlet pipe portion, the end of which comprises a second connecting element 3a-2 connected to or intended to be connected to a second complementary connection element 6-3. a said second end 6-2 of the supply line 6.
  • the second connecting element 3a-2 is held in a fixed position relative to the first support structure 2, since said first bent outlet pipe portion 3a is rigid and relatively short on the one hand, and the fact that the first tank 3 is itself supported and fixed on said upper platform 2b of the first support structure 2.
  • Each of the second two connecting elements 3a-2 comprises or cooperates with a first shut-off valve 3a-1.
  • Said first outlet orifices 3a are arranged side by side in the longitudinal axial direction YiYi of the first tank 3. Five of said first orifices only 3a, namely those of the separator m 2 to m 6 are each connected to a said second end 6 -2 of a supply line 6.
  • Each said second inlet port 4a comprises a second portion of rigid pipe whose end comprises a third connecting element 4a-2 connected to or intended to be connected to a third complementary connecting element 7-3 to a said second end. 7-2 of the separation pipe 7.
  • Said third connecting element 4a-2 is held in a fixed position with respect to said first support structure 2,2a because the first inlet pipe portion 4a is rigid and relatively short on the one hand, and that on the other hand, the second tank is itself supported and maintained in a fixed position relative to said upper platform 2b of the first support structure 2.
  • Each of the 7 third connecting elements 4a-2 comprises or cooperates with a second shutter valve 4a-1.
  • Said second inlet ports 4a being arranged side by side in the longitudinal axial direction Y 2 Y 2 of said second tank 4. Five of said second inlet openings 4a only, namely those of the separation modules m 2 to m 6 , are connected to a said second end 7-2 of a separation pipe 7.
  • the first outlet orifices 3a of said first reservoir 3 are disposed on the other side of the vertical longitudinal axial plane of the first reservoir 3 with respect to said first inlet orifice 3-1.
  • said second upper outlet orifices 4b-1 and lower 4b-2 of the second tank 4 are disposed on the other side of the vertical longitudinal axial plane of the second tank 4 relative to said second inlet ports 4a.
  • Said second upper outlet orifice 4b-1 is connected to a said first export pump 10a supported by the transverse upper platform 2b of said first structure 2,2a.
  • Said first pump 10a is itself connected to a first discharge pipe 10 via a first discharge pipe portion 10b having at its end a fourth connecting element 10c.
  • Said fourth element 10c is held in a fixed position on the underside of said upper platform 2b of said first support structure 2.
  • Said fourth connecting element 10c is connected or intended to be connected to a fourth complementary connection element 10d at the end of said first discharge line (10).
  • Said second lower outlet orifice 4b-2 is connected to a said second export pump l ia supported by the upper platform 2b of said first support structure 2.
  • Said second pump l ia is itself connected to a second conduit d ' discharge 11 via a second portion of exhaust pipe 11b, the latter comprising at its end a fifth connecting element 11d.
  • Said fifth connecting element 11d is connected or intended to be connected to a fifth complementary connecting element 11d of the end of a said second discharge pipe 11.
  • Said first, fourth and fifth complementary connecting elements 5b, 10d, 11d, located at the ends of said underwater subsea feed pipe (5) and respectively said first and second discharge pipes (10, 11) are supported by a first platform 9 2b of said second 9-2 base, held in fixed position on the surface of said first platform 9 2b of said second base 9-2.
  • the different first, second, third, fourth and fifth connecting elements consist of male or female parts of automatic connectors known to those skilled in the art, while the first, second, third, fourth and fifth complementary connecting elements are respectively constituted by female or male parts of said automatic connectors.
  • Said first outlets of said first reservoir are disposed on the other side of the vertical longitudinal axial plane of said first reservoir in the direction XX, with respect to said first inlet port and said second upper and lower outlet ports of said second reservoir are disposed on the other side of the vertical longitudinal axial plane of the second tank, in the direction XX, relative to said second inlet ports.
  • the first tank 3 consists of a cylindrical tank with circular section. It is fed via the sub-feeder power supply 5 leading to the first 3-1 partially degassed crude oil inlet pipe in an unrepresented underwater installation from a remote well. .
  • the second tank 4 also called “collecting tank” is shown with a substantially parallelepiped shape in the figures to better distinguish it from the first tank 3.
  • the second tank 4 comprises a circular cross section with curved bottoms for better withstand the background pressure.
  • This second tank 4 receives the water 11-1 and oil 10-1 fractions of the oil after separation, the oil fraction 10-1 being discharged through the upper outlet 4b-1 while the aqueous fraction 11-1 is removed. discharged through the lower outlet 4b-2.
  • the first pump 10b sends the oil 10-1 under pressure through the first discharge pipe 10 opening at a floating support type FPSO located on the surface several kilometers away.
  • the second pump 11b sends the aqueous phase 11-1 under pressure to a not shown injection well through the second discharge pipe 11 connecting the water injection well located nearby.
  • the actual separation is carried out in each of the separation modules m 2 to m 6 , in the configuration of the hairpin.
  • Each separation module m 2 to m 6 is constituted by an upper supply line 6 of crude oil located above the actual separation pipe 7.
  • the first end or left end 6 1 of the pipe of 6 is connected sealingly to the left end or first end 7-1 of the separation pipe 7 by a U-shaped curved transition pipe portion 8 and having a diameter variation, preferably continuous, to change the diameter D6 to the upper diameter D7 of the pipe 7.
  • the crude oil is a water-oil mixture which constitutes an emulsion.
  • the separation is generally completely completed at a length L 2 representing at least 1/2 or 2/3 of the length L of the separation lines 7 from said first ends 7-1.
  • the first cylinders 13 supported by a lower platform 9ia at the top of the first stack 20-1 and supporting said upper transverse beam 9ib, allow the height and the horizontality or the inclination of said upper beam 9ib to be adjusted and thus makes it possible to adjust the height and the horizontality or the inclination of all the separation modules la.
  • FIGS. 2 and 7C show two additional unoccupied locations of separation modules mi and m 7 . It will be understood that the shut-off valves 3a and 4a at the end of the first two inlet orifices 3a and respectively two of the second inlet orifices 4a of the positions of the mid and unoccupied modules 7 are in the closed position. , while the shut-off valves for the modules m 2 and m 6 are in the open position.
  • the shutter valves 3a-1 and 4a-1 may be of conventional type and operated mechanically by the robotic arm of a ROV, an automatic submarine 40 driven from the surface. But, they are advantageously of the automatic type, operated from the surface by a direct connection between the FPSO and the underwater separator device 1. Such a direct connection can be provided by an umbilical, not shown, ensuring the supply of electrical energy , as well as the control signals of the various automatisms of the underwater separator 1.
  • a module 1a is isolated by closing the valves 3a-1 of said first outlet pipes 3a and valves 4a-1 of said second inlet ducts 4a of the module m 2 , m 6 corresponding, which allows either to disassemble said separation module the to go up to the surface to perform a control or maintenance, or to replace it with a module with characteristics of different diameter or length.
  • module type change it will of course be necessary to change all the modules so that they are all identical and then have identical separation performance.
  • new modules will have to be equipped with their said second ends or straight ends 6-2,7-2 respectively female-male part, identical to those of the modules they replace, the latter corresponding to the ends respectively male-female connectors automatic 3a-2 located at the ends of the first outlet pipes 3a and 4a-2 at the ends of the second inlet pipes 4a.
  • one or more separation modules la so as to maintain a fluid velocity to separate optimal.
  • one or more additional separation modules will be advantageously installed, for example two additional separation modules on the rows nrii and m 7 in reserve of the separating device 1 of Figure 2.
  • all the separation modules must have an identical inclination. In general, they must be in a horizontal position. However, depending on the physicochemical characteristics of the oil, it may be necessary to slightly incline the separation modules in the XoZ plane by a few degrees, either positively or negatively, for example by an angle of up to or minus 6 ° to the horizontal. For this purpose, it is possible to actuate with ROV 40 said first cylinders 13 at said first base 9-1.
  • the second base 9-2 is also equipped with a plurality of second cylinders 14 similar to the first cylinders 13, these second cylinders 14 are supported by an upper platform 9 2b atop the second base em 9-2, said second cylinders 14 supporting the lower platform 2a of said first support structure 2 and thus allowing the height, horizontality or inclination of said collecting device 1b and / or separation models to be adjusted in combination with the adjustment of the first cylinders 13. It is desirable to ensure at the separation lines 7 of said first and second tanks 3,4 a perfect horizontality or a slight inclination well adjusted in the planes XoZ or YoZ.
  • the overall flow rate entering the first inlet pipe 3-1 is divided by the number of separation modules.
  • the flow rate in each of the separation modules 1 is equal to 1/5 of the flow rate at the first inlet line 3 to 1.
  • All the separation modules are at the level of the said first orifices. outlet 3a at the same pressure level corresponding to the pressure of the first tank 3, and at the first inlet port 4a, at the same pressure level corresponding to the pressure of the second collecting tank 4.
  • a corresponding sweep 3a-l and 4a-l are regularly carried out of all the separation modules, except the valves of one of the separation modules that are to be cleaned. Indeed, during separation processes, the fluid velocity in the separation modules does not prevent the deposition of large sand particles in the pipes 6 and 7, since only the smaller diameter particles are driven by the oil. and by the water.
  • the fluid velocity is multiplied in said separation module substantially by 5, the sand deposited in the ducts 6 and 7 of said module is then driven to the collecting tank 4.
  • the fluid continues to circulate, but the separating device 1 is generally out of operation.
  • the separation module being cleaned After a few minutes, the separation module being cleaned, the corresponding valves are closed in order to isolate it and simultaneously open the valves 3a, 4a-1 of the next separation module. This is done step by step and once all the separation modules cleaned, reopen all the valves 3a-1 and 4a-1 to restart the separation process.
  • This restart phase can take 15 to 30 minutes or less and the entire cleaning and restart process can be done in 30 to 45 minutes depending on the quality of the crude oil considered and the number of separation modules.
  • We will perform advantageously cleaning regularly, for example every month, or more frequently, so as to prevent the sand from accumulating too much and disrupting the operation of the separator 1.
  • the crude oil returned to the surface will then be treated and the a quantity of sand advantageously accurately measured to optimally determine the date of the next cleaning operation.
  • valve 4a-1 of one of the separation lines 7a or 7b of the separation module 2 is closed. tube to clean. All the crude oil then passes into the supply line 6 and into the second separation line 7b or 7a respectively and the speed of the fluid carries the sand deposits, then after a few minutes, the valve 4a-1 is opened. the separation pipe 7a or 7b initially closed and closing the other valve 4a-1 of the other separation pipe 7b or 7a respectively, which has the effect of directing all the fluid at high speed to the other separation pipe of the same bi-tube module. After a few minutes, the valve 3a-1 of the separation module thus cleaned is closed, then proceeding step by step with each of the separation modules.
  • the supply duct 6 has the same diameter as the separation duct 7 and they are arranged in parallel in the same horizontal plane XoY.
  • separation can begin and then take place over a distance double, namely a first distance L corresponding to the length of the supply duct 6 to go, then back, again on a second distance L corresponding to the length of the separation pipe 7.
  • the length L of the module is advantageously reduced, which is of interest in the case where the separation modules required, taking into account the quality of the oil or the quantity of oil to be treated, would require a very great length, for example 60 to 70 m length. It is thus possible to reduce the length of the separation modules by two.
  • a reinforcing structure 12 will advantageously be able to maintain the triangular positioning of the upper duct 6 with respect to the two lower ducts 7.
  • a triangular reinforcement structure 12 between an upper H 12a beam then advantageously acting as an upper chord of the module with respect to two lower ducts 7 in the case of a single-tube separation module with double path as shown in Figure 5, thus giving the assembly a large rigid.
  • the supply lines 6 have a smaller diameter than the separation lines 7, 7a-7b, so that the crude oil circulates faster and the separation n There is no time to become significant in the supply line 6, to avoid a re-mixing during the passage in the separation line 7, in particular at the elbow transition devices 8. This re-mixing, as mentioned above above could destabilize the water-oil separation process.
  • the inner diameter of the feed pipe 6 will be between 30 and 100%, preferably between 50 and 100% of the inner diameter of the separation pipe 7, 7a-7b.
  • the velocity of the fluid in the supply line 6 will be greater than that in the separation line 7, 7a-7b. But in all cases the speed in the separation line 7.7a-7b will be greater than the speed to resuspend the sand particles.
  • baffles 16 shown in FIG. 6A representing said separation duct 7 in longitudinal section and in FIG. 6B in cross-section Y 0 Z, will advantageously be disposed in the separation ducts 7.
  • These baffles are intended to create swirling turbulence mainly in the lower part of the separation pipe and are advantageously arranged in the lower third of the height of said pipe.
  • These baffles are thus mainly in the water part of the pipe and are dimensioned so as to create a minimum of pressure drops, therefore turbulence in normal operation, and to create an intense swirling movement as soon as the speed is increased. fluid as explained previously.
  • These baffles are preferably secured to the pipe by welding from the inside of the pipe during the manufacture of the modules.
  • the pumps 10a, 11a integrated in the support structure 2 are advantageously arranged in extractable modules by simple lifting from the surface.
  • the pumps will be equipped with automatic connectors at the inlet and at the outlet and undersea electrical connections known to those skilled in the art, so that they can be disconnected and brought to the surface to perform necessary maintenance before being reinstalled or simply replaced.
  • the pumps can also be controlled and fed from the surface via unrepresented umbilicals.
  • the pipes 6 and 7 of the separation modules are advantageously made of corrosion-resistant material, preferably stainless steel or duplex steel, so that the internal surface of said pipes does not change over time and their hydrodynamic performances remain the same especially between all the separation modules and substantially constant throughout the duration of the operation.
  • an underwater separator 1 intended to equip a petroleum field at the end of its life, ie a series of wells producing mainly water and little oil will return to the surface as the oily residue of oil.
  • a device of separation 1 equipped with 3 separation modules la, each comprising an upper supply duct 6 with an external diameter of 200 mm and a thickness of 8.55 mm, a lower separation duct 7 with an outside diameter of 300 m and a thickness of 12.8 mm, of a first circular tubular tank 3 with curved bottoms 5 m long, 0.75 m outside diameter and 32.1 mm thick, and a second circular tubular tank 4 with rounded ends 5 m long, of outside diameter lm and thickness 42.8mm.
  • the pipes 6 and 7 of length 50 m will advantageously be equipped with an insulation system 100mm thick thermal conduit consisting of an insulating gel contained in a deformable envelope, as described in the applicant's prior patent applications, each of the separation modules weighing about 25 tonnes in the air and about 20 tonnes in water .
  • the collector device lb comprising the first reservoir 3, the second reservoir 4, the support structure 2, and the automated valves 3a-1, 4a-1, the pumps 10a, 1a, and the set of automatic connectors weigh about 25 tons. in the air and 20 tons in the water.
  • the hollow cylindrical steel suction anchor 20-2 measures 6m in diameter, 35m in length and has a thickness of 15m, which represents a weight of about 75 tonnes in the water, including the second base 9-2 and the second cylinders 14.
  • the variation of head loss is shown in the case of a blank having a "water-cut" remote from the inversion point. It appears that the system is easy to stabilize and difficult to destabilize. Indeed, the reference point 23 corresponds to a minimum of pressure loss, a decrease 24 or an increase 25 of the torque flow / viscosity leads to an increase in pressure losses, the system therefore tends to return naturally to the point of 23. Thus, far from the inversion point, the compositional variations give rise to small variations in viscosity (positive or negative 24) which increase the overall pressure drop of the system and tend to reduce the flow rate to its state. 23. The system is naturally stable.
  • the diagram of Figure 7B corresponds to that of a crude having a "water-cut" corresponding to the reversal point: it appears this time that the system is unstable. Indeed, the reference point 23 then corresponds to a maximum pressure loss, a decrease 24a or an increase 25a of the torque flow / viscosity leads to a decrease in losses, the system therefore tends to stabilize towards its new equilibrium state (24a, 25a) which has a dissymmetry of flow / composition. Thus, at the inversion point, small variations in compositions cause drastic variations in the viscosity by placing the points 24a and 25a on either side of the inversion either with viscosities much lower than the reference point 23.
  • the water in appropriate proportions, which may be similar or slightly different.
  • the water will be drawn on the pipe portion 11b to be reinjected in the same manner on the crude oil feed pipe.
  • the second and third complementary connecting elements 6-3, 7-3 of the separation module 1a are connected with said second and third connection elements at the ends of said first outlet orifices 3a and said second inlet orifices 4a. .
  • the positioning of said collector device comm a and said separation module with respect to said second base and respectively first base and their respective connections are operated by the robotic arm of an automatic underwater ROV piloted from the surface.

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Abstract

La présente invention concerne un dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide des phases aqueuse (11-1) et phase huileuse (10- 1) d'un pétrole brut au fond de la mer (30), comprenant une pluralité de modules de séparation (la) raccordés à un dispositif collecteur commun (lb). Chaque module de séparation ( la) comprend une conduite d'amenée de fluide (6) raccordée à au moins une conduite de séparation gravitaire (7) par un dispositif tubilaire coudé (8). Le dispositif collecteur commun (lb) comprend un premier réservoir (3) alimenté en pétrole brut par une conduite d'alimentation reposant au fond de la mer (5) via un premier orifice d'entrée (3-1), une pluralité de premiers orifices de sortie (3a) alimentant en pétrole brut lesdites conduites d'amenée (6). Deux phases aqueuse et huileuse sont séparées au sein des conduites de séparation (7) avant d'être déversées dans un deuxième réservoir (4) par l'intermédiaire des deuxièmes orifices d'entrée (4a) dudit deuxième réservoir auxquels sont raccordées des conduites de séparation (7). La phase huileuse ( 10-1) est véhiculée en surface depuis le deuxième réservoir (4) via une première conduite d'évacuation (10). La phase aqueuse (11-1) est véhiculée au fond de la mer.

Description

DISPOSITIF MODULAIRE DE SEPARATION GRAVITAIRE
LIQUIDE/LIQUIDE
La présente invention concerne un séparateur liquide/liquide de type horizontal, ainsi qu'un procédé de séparation gravitaire de phases liquides de densités différentes d'un fluide, notamment les phases huileuse et aqueuse d'un pétrole brut.
Le secteur technique de l'invention est donc plus particulièrement le domaine de la production pétrolière, et plus particulièrement le domaine des champs de pétrole en mer par grande profondeur.
La production de pétrole en mer profonde est réalisée en général à partir d'un support flottant ancré à proximité des puits de pétrole situés au niveau du fond de la mer, c'est-à-dire à des profondeurs variables de 1000 à 2500m, voire pl us. Le support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour rester en position malgré les effets des courants, des vents et de la houle. Il comporte aussi en général des moyens de stockage et de traitement du pétrole ainsi que des moyens de déchargement vers des pétroliers enleveurs, ces derniers se présentant à intervalle régulier pour effectuer l'enlèvement de la production . L'appellation courante de ces supports flottants est le terme anglo-saxon "Floating Production Storage Offloading" (signifiant "moyen flottant de stockage, de production et de déchargement") dont on utilise le terme abrégé "FPSO" dans l'ensemble de la description suivante. Les têtes de puits sont en général reliées audit FPSO par des conduites sous-marines soit de type SCR, c'est-à-dire conduites suspendues en configuration de chaînette, soit de type tour hybride comprenant :
- un riser vertical dont l'extrém ité inférieure est ancrée au fond de la mer et relié à une dite conduite reposant au fond de la mer, et l'extrémité supérieure est tendue par un flotteur immergé en subsurface auquel elle est reliée, et
- une conduite de liaison, en général une conduite de liaison flexible, entre l'extrémité supérieure dudit riser et un support flottant en surface, ladite conduite de liaison flexible prenant, le cas échéant, de par son propre poids la forme d'une courbe en chaînette plongeante, c'est-à-dire descendant largement en dessous du flotteur pour remonter ensuite jusqu'audit support flottant.
L'intégralité de la production de pétrole brut est ainsi en général remontée à bord du FPSO pour y être traitée en vue de séparer le pétrole proprement dit, de l'eau, du gaz, et d'éventuels composants sablonneux. Le pétrole, une fois séparé, est alors stocké à bord, le gaz est lavé, puis envoyé vers les turbines à gaz pour la production de l'électricité et de la chaleur nécessaire à bord, puis le surplus est réinjecté dans le réservoir du champ pétrolier de manière à remettre en pression ledit réservoir. L'eau, après avoir été libérée du sable en suspension, est enfin soit rejetée à la mer après extraction poussée de toute particule d'huile, soit réinjectée elle aussi dans le réservoir, un complément d'eau de mer prélevé en sub-surface, venant en général en complément, pour atteindre le débit nécessaire d'injection d'eau dans le réservoir. Le sable extrait, qui ne représente que des quantités minimes en termes de poids, est finalement lavé puis rejeté à la mer.
On connaît la méthode de séparation de l'eau et de l'huile contenus dans un pétrole brut, couramment employée sur les installations fixes à terre qui consiste à utiliser de réservoirs de très grands volumes, en général de forme cylindrique allongée, le pétrole brut entrant à une extrémité et cheminant le long dudit réservoir pendant une durée de l'ordre de 5- 10 mn, durant lesquel les les diverses phases se séparent naturellement par gravité pour atteindre la seconde extrémité. Ce type de séparateur ci-après dénommé « séparateur gravitaire » est en général utilisé pour du pétrole brut contenant aussi du gaz, et le gaz est alors récupéré en partie haute du réservoir, l'eau et le sable en partie basse, et le pétrole (huile) en partie intermédiaire. Il existe une très grande variété de séparateurs de ce type qui intègrent en général des dispositifs complémentaires internes, tels des écrans horizontaux, verticaux ou obliques, dont l'objet est de faciliter la séparation des phases et éviter qu'ils ne se remélangent à une étape ultérieure.
Ces séparateurs fonctionnent à basse pression, par exemple 3-10 bars, parfois même en dépression, de manière à optimiser le dégazage du pétrole brut. Ce type de séparateur peut mesurer 3-4m de diamètre et 15-20m de longueur. Ceci provient du fait que le temps de résidence doit être suffisant pour que les particules d'huile situées dans la partie basse du séparateur aient le temps de remonter vers la couche d'huile située en partie haute, et de la même manière, que les particules d'eau situées dans la partie haute du séparateur aient le temps de descendre vers la couche d'eau située en partie basse dudit séparateur. Ainsi, le temps de parcours vertical d'une particule est très élevé en raison de la hauteur, donc du diamètre même dudit séparateur.
Dans les développements de champs pétroliers, bien souvent, après quelques années de fonctionnement, de multiples petites découvertes de pétrole situées 15-30kms dudit FPSO, ne justifient pas à elles-seules l'installation d'un nouveau FPSO et on cherche alors à rediriger la production de ces nouveaux puits vers un FPSO existant. Mais, à bord dudit FPSO, les équipements de traitement du brut sont en général utilisés à plein, c'est-à-dire à 80-90% et ne sont alors pas capables de traiter l'intégralité du surplus en provenance des puits satellites distants. Par contre, le raccordement devient possible en termes de traitement, si une partie du traitement est effectué à proximité des puits satel lites et que seule l'huile pré-traitée est renvoyée en surface à bord du FPSO pour un complément de traitement avant expédition . Les prétraitements recherchés sont tout d'abord u n dégazage partiel du brut, le gaz étant alors directement réinjecté sur place dans des puits spécifiques, puis une séparation eau-huile, l'eau étant ensuite traité dans des séparateurs spécifiques tels des cyclones, par exemple un dispositif cyclonique décrit dans le brevet EP1951434 de la demanderesse, pour atteindre un niveau de pureté, c'est-à-dire l'absence de particules d'huile permettant, soit de réinjecter l'eau dans un puits local spécifique pour maintenir la pression dans le réservoir de pétrole, soit encore de la rejeter directement à la mer. En procédant ainsi, on ne renvoie en surface vers le FPSO que de l'huile avec le cas échéant un reliquat de gaz et un reliquat d'eau que ledit FPSO est alors à même de traiter dans les meilleures conditions.
Il est donc avantageux de fournir des dispositifs de séparation liquide/liquide installés au fond de la mer pour n'avoir à remonter en surface que la phase huileuse et non pas la phase aqueuse, laquelle peut être réinjectée sur un autre puits au fond de la mer.
Si l'on souhaite installer le type de séparateur gravitaire liquide/liquide horizontal décrit ci-dessus, au fond de la mer, le réservoir doit être capable de résister à l'implosion sous l'effet de la pression q ui est sensiblement de 100 bars, soit sensiblement lOMPa par tranche de 1000m d'eau . Ainsi la transposition d'un réservoir d'un tel diamètre pour son utilisation en grande et très grande profondeur nécessiterait des épaisseurs de paroi de 100 à 250m m pour résister à l'implosion et de tels éléments de chaudronnerie seraient très délicats et très coûteux à réaliser et à installer au fond de la mer à grande profondeur.
Mais, réduire le diamètre et l'épaisseur du séparateur à des diamètres et épaisseurs standard de conduites sous-marines standard nécessite d'en augmenter la longueur pour pouvoir séparer une quantité suffisante de fluide au sein du séparateur. Toutefois, on ne peut pas mettre en œuvre des conduites de séparation de trop grande longueur a u risque de créer des différentiels de perte de charge entre les deux phases huileuse et aqueuse du pétrole brut qui pourrait conduire à des perturbations du fonctionnement du séparateur. Dans WO 2007/054651 au nom de la demanderesse, on a décrit un dispositif de séparation liquide/liquide apte à mis en œuvre au fond de la mer, de type « cyclone » utilisant la force centrifuge, plutôt que les séparateurs horizontaux gravitaires décrits précédem ment qui utilisent la force de gravitation pour effectuer la séparation. Mais, la mise en œuvre des séparateurs de type cyclone au fond de la mer est délicate en raison de leur point de fonctionnement qui n'autorise que peu de variations dans les rapports eau/huile et liquide/solide.
On entend ici par « point de fonctionnement », une séparation stable des volumes de phases de densité différentes à l'intérieur du cyclone.
Or, un autre problème majeur de tout développement de champ vient du fait que pendant la durée de vie du champ, le volume de gaz rapporté au m3 de brut (GOR : « gas-oil ratio », c'est à dire le ratio gaz-huile), ainsi que le pourcentage d'eau (« water-cut ») varie dans des proportions relativement importantes et rarement de manière prévisible sur la période de 20-30 ans, voire plus, d'exploitation du séparateurs. En général, le water-cut augmente jusqu'à atteindre 80- 90%, voire plus, et vouloir raccorder directement un tel puits à un FPSO déjà en limite de capacité, est quasiment impossible et en général non rentable.
Un problème à la base de la présente invention est donc de fournir un séparateur liquide/liquide permettant de traiter des quantités de pétrole brut en augmentation durant la durée de vie de l'insta llation, c'est-à-dire provenant le cas échéant de puits supplémentaires d'une part, et d'autre part, de traiter un pétrole dont les variations dans le temps du débit du pétrole sortant du puits et/ou dont les variations de la proportion d'eau au sein du pétrole à traiter requiert de pouvoir redéfinir les paramètres de fonctionnement du séparateur et/ou de modifier la structure même du séparateur en cours de vie en termes de longueur et diamètre et débit du fluide le parcourant. Un but de la présente invention est de fournir un dispositif de séparation liquide-liquide de type horizontal, c'est-à-dire fonctionnant par gravitation, permettant de traiter un pétrole brut partiellement ou totalement dégazé, apte à être installé et fonctionner au fond de la mer à grande profondeur, notamment au moins 1000m, qui soit plus simple et moins coûteux à réaliser, installer et mettre en œuvre au fond de la mer et qui apporte une solution au problème d'adaptation et de modification des conditions de fonctionnement et/ou de la structure du séparateur pendant la durée de vie du séparateur comme exposé ci- dessus.
La présente invention vise donc également à fournir un dispositif de séparation liquide/liquide amélioré qui résout les problèmes mentionnés ci-dessus.
Pour ce faire, la présente invention fournit un dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide de deux phases liquides de densités différentes d'un fluide liquide, de préférence encore les phase aqueuse et phase huileuse d'un pétrole brut, de préférence partiellement ou totalement dégazé, ledit dispositif modulaire de séparation reposant au fond de la mer, de préférence à grande profondeur d'au moins 1000 m, caractérisé en ce qu'il comprend :
a) au moins un module de séparation, de préférence une pluralité de n modules de séparation (m, avec i = 1 à n et n étant de préférence un entier de 5 à 10), chaque dit module de séparation étant supporté par au moins une première embase reposant au fond de la mer, ladite première embase étant ancrée au fond de la mer par fixation sur une ancre, de préférence fixation sur u ne première pile du type « ancre à succion », enfoncée au fond de la mer, chaque module de séparation comprenant :
a . l) une conduite d'amenée de fluide, s'étendant dans une direction longitudinale axiale (XiXi), et
a .2) au moins une conduite de séparation gravitaire s'étendant dans une direction longitudinale axiale (X2X2), de préférence rectilignement et parallèlement à ladite conduite d'amenée, telle que : - une première extrémité de ladite conduite d'amenée est reliée à au moins une première extrémité d'au moins une conduite de séparation et,
- la deuxième extrémité de ladite conduite d'amenée est reliée à un premier orifice de sortie d'un premier réservoir cylindrique collecteur s'étendant de préférence dans une direction longitudinale axiale YiYi perpendiculaire à la direction longitudinale axiale XiXi de ladite conduite d'amenée et ladite deuxième extrémité de chaque conduite de séparation est reliée à un deuxième orifice d'entrée d'un deuxième réservoir cylindrique collecteur, ce dernier étant de préférence disposé dans une direction longitudinale axiale Y2Y2 parallèle à ladite direction longitudinale axiale YiYi dudit premier réservoir, et
a .3) un dispositif tubulaire coudé apte à permettre le transfert dudit fluide entre ladite première extrémité de ladite conduite d'amenée et chaque dite première extrémité de chaque dite conduite de séparation dudit module de séparation, et b) un dispositif collecteur commun supporté par une deuxième embase reposant au fond de la mer, ladite deuxième embase est ancrée au fond de la mer par fixation sur une ancre, de préférence une fixation sur une deuxième pile de type « ancre à succion » enfoncée au fond de la mer, ledit dispositif collecteur comm un comprenant une première structure de support supportée par ladite deuxième embase et supportant :
b. l) ledit premier réservoir cylindrique comportant :
- au moins un premier orifice d'entrée, de préférence situé en partie basse dudit premier réservoir, ledit premier orifice d'entrée étant relié ou destiné à être relié à une conduite sous-marine d'alimentation reposant au fond de la mer alimentant ou destinée à alimenter ledit premier réservoir en dit fluide, et
- une pluralité de dits premiers orifices de sortie, chaque dit premier orifice de sortie comprenant ou coopérant avec une première vanne d'obturation, au moins certains desdits premiers orifices de sortie étant reliés chacun à une dite deuxième extrémité d'une dite conduite d'amenée, lesdits premiers orifices de sortie étant disposés côte à côte dans la direction axiale longitudinale Y1Y1 dudit premier réservoir, et
b.2) un dit deuxième réservoir comportant :
- une pluralité de deuxièmes orifices d'entrée, chaque dit deuxième orifice d'entrée comprenant ou coopérant avec une deuxième vanne d'obturation, au moins certains desdits deuxièmes orifices d'entrée étant reliés chacun à une dite deuxième extrémité d'une conduite de séparation, lesdits deuxièmes orifices d'entrée étant disposés côte à côte dans la direction longitudinale axiale Y2Y2 d udit deuxième réservoir, et
- au moins un deuxième orifice de sortie supérieur coopérant avec une première pompe d'export reliée ou destinée à être reliée à une première conduite d'évacuation, et
- au moins un deuxième orifice de sortie inférieur, comprenant ou coopérant avec une deuxième pompe d'export reliée ou desti née à être reliée à une deuxième conduite d'évacuation .
Du fait de la mise en œuvre d'un dit dispositif tubulaire coudé, les dite conduite d'amenée et dite conduite de séparation sont situées toutes les deux entre d'un côté le dispositif tubulaire coudé et de l'autre côté les deux dits premier orifice de sortie et deuxième orifice d'entrée. Il en résulte que lesdits premier et deuxième réservoirs sont situés du même côté desdites conduite d'amenée et conduite de sépa ration, lequel dit même côté est le côté opposé à cel ui dudit dispositif tubulaire coudé.
La présente invention fournit également un procédé d'utilisation d'un dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide selon l'invention, caractérisé en ce que l'on réalise la séparation des phase huileuse et phase aqueuse d'un pétrole brut, de préférence partiellement ou totalement dégazé pouvant contenir du sable, selon les étapes successives suivantes dans lesquelles :
1) on alimente ledit premier réservoir à partir d'au moins une dite conduite sous-marine d'alimentation reposant au fond de la mer, en pétrole brut de préférence partiellement ou totalement dégazéifié dans un dispositif de séparation liquide/gaz et provenant d'un puits au fond de la mer, ladite conduite reposant au fond de la mer étant reliée à un dit premier orifice d'entrée dudit premier réservoir, et
2) on fait circuler ledit pétrole brut depuis ledit premier réservoir vers ladite conduite d'amenée, et
3) on réalise la séparation d'une phase d'huile supérieure et d'une phase aqueuse inférieure pouvant contenir du sable, par circulation dudit pétrole brut au sein de chaque dite conduite de séparation, et
4) on évacue le fluide biphasique sortant de chaque dite conduite de séparation vers un dit deuxième orifice d'entrée dudit deuxième réservoir et,
5) on évacue ladite phase huileuse depuis au moins un dit deuxième orifice de sortie supérieur par l'intermédiaire d'au moins une dite première conduite d'évacuation, de préférence jusque vers un support flottant en surface, à l'aide d'une dite première pom pe, et
6) on évacue ladite phase aqueuse depuis au moins un dit deuxième orifice de sortie inférieur par l'intermédiaire d'au moins une deuxième conduite d'évacuation, à l'aide d'une dite deuxième pompe, de préférence vers un puits au fond de la mer dans lequel l'eau de ladite phase aqueuse est réinjectée.
On comprend que le dispositif de séparation modulaire selon l'invention est modulaire en ce que :
- lesdits modules de séparation peuvent être installés séparément et donc ajoutés en cours d'exploitation du dispositif de séparation selon l'invention, et donc que - tous ou certains seulement desdits premiers orifices de sortie du premier réservoir et deuxièmes orifices d'entrée du deuxième réservoir peuvent être raccordés à un dit module de séparation .
Le dispositif de la présente invention est avantageux tout d'abord de par son caractère modulaire.
La modularité du dispositif de séparation selon l'invention permet en effet d'ajouter des modules de séparation au fur et à mesure que l'on exploite des puits supplémentaires. Pour ce faire, ledit dispositif de séparation peut être alimenté à partir d'une pl uralité de conduites d'alimentation reposant au fond de la mer provenant d'une pluralité de puits, reliées à un même dit premier orifice d'entrée dudit premier réservoir ou à une pluralité de premiers orifices d'entrée du premier réservoir.
D'autre part, on sait que la proportion d'eau et/ou la composition de la phase huileuse d'un pétrole brut peuvent entraîner des modifications de la courbe de viscosité en fonction de la pression et de la température du pétrole brut, ces variations requérant le cas échéant l'ajout ou le retrait de modules de séparation pour obtenir un fonctionnement optimal du dispositif de séparation . La modularité du dispositif de séparation de la présente invention est également avantageuse en ce qu'elle permet d'ajouter ou enlever des modules de séparation en cours d'exploitation du dispositif pour modifier le débit de circulation du fluide en fonction de la proportion d'eau (« water eut ») du fluide à traiter et pl us généralement en fonction des caractéristiques physico-chimiques du fluide à traiter, lesquelles ont un impact sur le débit et les pertes de charges au sein des conduites de séparation, notamment en ce qui concerne la viscosité du fl uide.
La mise en œuvre d'une dite conduite d'amenée disposée par rapport à la ou aux dites conduite(s) de séparation, com me décrit ci- dessus, permet d'alimenter en fluide lesdites premières extrémités par l'intermédiaire desdites conduites d'amenée et d'évacuer le fluide une fois séparé, desdites conduites de séparation au niveau de leurs dites deuxièmes extrémités toutes situées d'un même côté et pouvant donc être raccordées à un dispositif collecteur commun regroupant lesdits premier et deuxième réservoirs et une pluralité d'éléments de raccordement au niveau desdits premiers orifices de sortie et dits deuxièmes orifices d'entrée.
De surcroît, la mise en œuvre d'un dit dispositif collecteur commun permet également de regrouper la pluralité des éléments de raccordement au niveau desdits premiers orifices d'entrée et dits deuxièmes orifices de sortie supérieur et inférieur destinés à être reliés aux dites conduites reposant au fond de la mer et respectivement à desdites première et deuxième conduites d'évacuation .
Il est important de signaler ici que le fait que tous les éléments de raccordement puissent être solidaires et en position fixe, et regroupés sur un même dispositif collecteur comm un facilite considérablement, la précision des positionnements et donc l'exécution des raccordements suivants :
- le positionnement et le raccordement du dispositif collecteur sur sa dite deuxième embase au fond de la mer et
- les raccordements desdites conduites reposant au fond de la mer et dite première et deuxième conduites d'évacuation avec lesdits premier orifice d'entrée et respectivement dit deuxième orifice de sortie supérieur et inférieur, et
- les positionnements et raccordements desdits modules de séparation par rapport et respectivement avec lesdits premiers orifices de sortie et deuxièmes orifices d'entrée dudit dispositif col lecteur commun .
Si l'on devait mettre en œuvre un dit premier réservoir à une première extrémité d'une conduite de séparation et un dit deuxième réservoir à l'autre extrémité de la conduite de séparation sans mettre en œuvre de conduite d'amenée, dans ce cas, la grande distance séparant les éléments de raccordement aux deux extrémités de la conduite de séparation rendraient le positionnement et la réalisation du raccordement en deux points éloignés aux deux extrémités plus difficiles. Enfin, la mise en œuvre d'une pluralité de modules de séparation permet la mise en œuvre de conduites sous-marines standard à titre de conduite d'amenée et de conduite de séparation, notamment des conduites de diamètre et épaisseur standard résistant à l'im plosion due à la pression au fond de la mer, tout en évitant, grâce aux conduites d'amenée entre autres, la mise en œuvre de conduites de séparation de trop grande longueur et les problèmes qui en découlent mentionnés ci- dessus.
Le dispositif, selon la présente invention, permet de réaliser un dispositif de séparation liquide/liquide au fond de la mer avec des conduite d'amenée et conduite de séparation réalisées à partir de conduites sous-marines d'exploitation pétrolière de diamètre et épaisseur standards, notamment des diamètres de 6 pouces à 30 pouces (150 mm à 750 mm) .
On comprend que chaque première ou deuxième pompe est apte à pomper un liquide au sein dudit deuxième réservoir et à le faire circuler sous pression au sein d'une dite première ou deuxième conduite d'évacuation.
De préférence, lesdites conduites et dits réservoirs sont disposés tels que :
- chaque dite conduite de séparation gravitaire s'étend rectilignement dans une direction longitudinale (X2X2) située dans un même plan que la direction longitudinale (XiXi) de ladite conduite d'amenée, de préférence parallèlement à ladite conduite d'amenée (6), et - ledit deuxième réservoir cylindrique collecteur (4) est disposé dans une direction longitudinale axiale (Y2Y2) parallèle à ladite direction longitudinale axiale (YiYi) dudit premier réservoir, et
- les directions longitudinales (XiXi) de l'ensemble desdites conduites d'amenée sont disposées parallèlement entre elles, et
- les directions longitudinales (X2X2) de l'ensemble desdites conduites de séparation (7) sont disposées parallèlement entre elles,
Dans un mode préféré de réalisation, ledit dispositif collecteur commun comprend : i) un dit premier réservoir dans lequel :
- ledit premier orifice d'entrée comprend une première portion de conduite d'entrée dont l'extrémité, maintenue en position fixe par rapport à ladite première structure support, comporte un premier élément de raccordement raccordé ou destiné à être accordé à un premier élément de raccordement complémentaire à l'extrémité de ladite conduite sous-marine d'alimentation, de préférence ladite première portion de conduite d'entrée étant une portion première portion de conduite rigide dont ledit premier élément de raccordement est maintenu en position fixe en sous-face de ladite première structure de support, et
- chaque dit premier orifice de sortie comprend une première portion de conduite de sortie rigide, dont l'extrémité, maintenue en position fixe par rapport à ladite première structure support, comprend un deuxième élément de raccordement raccordé ou destiné à être raccordé à un deuxième élément de raccordement complémentaire à une dite deuxième extrémité de conduite d'amenée, et ii) un dit deuxième réservoir dans lequel :
- chaque dit deuxième orifice d'entrée comprend une deuxième portion de conduite rigide dont l'extrémité, maintenue en position fixe par rapport à ladite première structure support comporte un troisième élément de raccordement, raccordé ou destiné à être raccordé à un troisième élément de raccordement complémentaire à une dite deuxième extrémité de conduite de séparation, et
- chaque dit deuxième orifice de sortie supérieur est relié à une dite première pompe supportée par ladite première structure de support, ladite première pompe étant reliée par un quatrième élément de raccordement à une dite première conduite d'évacuation, de préférence par l'intermédiaire d'une première portion de conduite d'évacuation dont l'extrémité comporte un dit quatrième élément de raccordement, ledit quatrième élément étant maintenu en position fixe par rapport à ladite première structure en position fixe par rapport à ladite première structure support, de préférence encore en sous-face de ladite première structure support, ledit quatrième élément de raccordement étant raccordé ou destiné à être raccordé à un quatrième élément de raccordement complémentaire à l'extrémité de ladite première conduite d'évacuation, et
- chaque dit deuxième orifice de sortie inférieur est relié à une deuxième pompe supportée par ladite première structure de support, ladite deuxième pompe étant reliée par un cinquième élément de raccordement à une dite deuxième conduite d'évacuation, de préférence par l'intermédiaire d'une deuxième portion de conduite d'évacuation, dont l'extrémité comporte un dit cinquième élément de raccordement, ledit cinquième élément de raccordement étant maintenu en position fixe par rapport à ladite première structure support, de préférence encore en sous-face de ladite première structure support, ledit cinquième élément de raccordement étant raccordé ou destiné à être raccordé à un cinquième élément de raccordement complémentaire de l'extrémité d'une dite deuxième conduite d'évacuation, et lesdits premier, quatrième et cinquième éléments de raccordement complémentaires situés aux extrémités desdites conduite sous-marine d'alimentation reposant au fond de la mer et respectivement dites première et deuxième conduites d'évacuation, sont supportés par ladite deuxième embase et maintenus en position fixe en surface d'une première plateforme de ladite deuxième embase.
On comprend que les extrémités desdites première et deuxième portions de conduite rigide tiennent en position fixe par rapport à ladite première structure support, par elle-même, de par la rigidité desdites première et deuxième portions de conduite, c'est-à-dire sans fixation ou soutien spécifique sur ladite première structure de support.
De façon connue de l'homme de l'art, lesdits éléments de raccordement et éléments complémentaires de raccordement sont constitués par des parties mâle et respectivement femelle de connecteurs automatiques tu type à mâchoires, commercialisés par les Sociétés Cameron (France) ou Vetco (USA) .
Dans une première variante de réalisation, ladite conduite d'amenée présente un diamètre inférieur à celui de la conduite de sépa ration et est disposée au-dessus de la conduite de séparation. Dans une variante préférée de réalisation, ledit module de séparation comporte une conduite d'amenée supérieure disposée au- dessus d'au moins deux conduites de séparation inférieures.
On comprend que dans ce cas, ledit dispositif de liaison coudée, notamment en forme de Y ou de T présente un canal supérieur se divisa nt en deux canaux inférieurs alimentant lesdites premières extrémités des deux conduites de séparation.
Les modules de séparation doubles ainsi obtenus sont intéressants, car on peut mettre en œuvre deux conduites de séparation pour le coût de seulement 3 connecteurs automatiques de raccordement au lieu de 4 connecteurs si chacune des conduites de séparation était alimentée par une conduite d'amenée différente, alors que le coût unitaire des connecteurs automatique est extrêmement élevé et constitue le coût principal d'un module de séparation .
Plus particulièrement, le diamètre intérieur de la conduite d'amenée 6 est compris entre 30 et 100%, de préférence entre 50 et 100% du diamètre intérieur de la conduite de séparation .
Dans une autre variante de réalisation, un dit module de séparation comporte une dite conduite d'amenée et dite conduite de séparation disposées côte à côte à une même profondeur et de même diamètre. Ce mode de réalisation est particulièrement avantageux, car il permet de commencer la séparation dès la circulation du fluide dans la conduite d'amenée 6 pour autant que cel le-ci ait bien sûr un diamètre suffisant comme celui de la conduite de séparation . En procédant ainsi, on peut diminuer par deux la longueur du module de séparation ; en particulier, de manière à ce que la longueur des modules de séparation L reste inférieure à 50 m, de préférence inférieure à 30 m .
Selon une autre caractéristique particulière, tous lesdits modules de séparation sont supportés par une même et unique dite première embase, ladite première embase s'étendant dans une direction longitudinale Y3Y3 perpendiculaire aux directions longitudinales XX',XiXi,X2X2 desdits modules de séparation et ladite première embase étant située dans la direction longitudinale XX' desdits modules de séparation à une distance Ll desdites premières extrémités desdits modules de séparation égale à une valeur de 1/3 à 1/2 de la longueur totale L desdits modules de séparation à partir desdites premières extrémités desdits modules de séparation .
Avantageusement encore, ledit module de séparation com porte des éléments mécaniques de renfort assurant une liaison rigide entre ladite conduite d'amenée et la ou lesdites conduites de séparation, de préférence sur toute leur longueur. On comprend que ces éléments de renfort mécaniques maintiennent la linéarité des conduites de séparation et notamment évitent leur fléchissement dans la partie s'étendant entre lesdites première et deuxième embases lorsque l'on met en œuvre une seule dite première embase de soutien desdits modules de séparation .
Avantageusement encore, un dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide selon l'invention comporte une conduite de dérivation à partir dudit deuxième orifice de sortie supérieur ou de ladite première conduite d'évacuation et/ou une conduite de dérivation à partir dudit deuxième orifice de sortie inférieur ou de ladite deuxième conduite d'évacuation, de préférence à l'aide d'une vanne trois voies, de façon à transférer dans une dite conduite sous-marine d'alimentation reposant au fond de la mer alimentant ledit premier réservoir, une fraction du liquide sortant dudit deuxième orifice de sortie supérieur ou respectivement dit deuxième orifice de sortie inférieur, de préférence encore en transférant ladite fraction de liquide dans un mélangeur situé au niveau de ladite conduite sous-marine d'alimentation reposant au fond de la mer.
Avantageusement, ladite première em base coopère avec des premiers vérins aptes à régler l'horizontalité ou l'inclinaison desdits modules de séparation par rapport à l'horizontale et/ou et ladite deuxième embase coopère avec des deuxièmes vérins aptes à régler l'horizontalité ou l'inclinaison desdits modules de séparation et/ou l'horizontalité ou l'inclinaison desdits premier et deuxième réservoirs par rapport à l'horizontale.
Dans un mode particulier de réalisation du procédé d'utilisation du dispositif de séparation modulaire selon l'invention, on met en œuvre un dispositif modulaire de séparation liquide/liquide dont au moins un dit premier orifice de sortie et un dit deuxième orifice d'entrée aptes à être raccordés à un même module de séparation, sont fermés et non raccordés à un dit module de séparation, et, après mise en oeuvre des étapes 1) à 6) dudit procédé d'utilisation défini ci- dessus, on réalise les étapes successives suivantes dans lesquelles :
7.1) on ajoute un dit module de séparation que l'on descend depuis la surface et dont on raccorde lesdites deuxièmes extrémités desdites conduite d'amenée et respectivement conduite de séparation au dit premier orifice de sortie et respectivement dit deuxième orifice d'entrée inoccupés, puis
8.1) on ouvre lesdites vannes d'obturation desdits premier orifice de sortie et dit deuxième orifice d'entrée. Dans un autre mode de réalisation du procédé d'utilisation du dispositif selon l'invention, on met en œuvre un dispositif modulaire de séparation liquide/liquide comportant plus de deux modules de séparation, et, après mise en œuvre des étapes 1) à 6) définies ci- dessus, on réalise les étapes successives suivantes dans lesquel les :
7.2) on referme lesdites vannes d'obturation d'un dit premier orifice de sortie et d'au moins un dit deuxième orifice d'entrée raccordé à un même module de séparation, et
8.2) on désolidarise ledit module de séparation raccordé au dit premier orifice de sortie et dit deuxième orifice d'entrée dont les vannes sont fermées, puis on remonte en surface ledit module de séparation désolidarisé.
Dans un autre mode de réalisation du procédé d'utilisation du dispositif de l'invention, aux étapes 5) et/ou 6), on prélève une fraction du liquide évacué à partir dudit deuxième orifice de sortie supérieur et/ou respectivement dudit deuxième orifice de sortie inférieur, que l'on réinjecte sur ladite conduite sous-marine d'alimentation pour mélanger ladite fraction de liquide avec le pétrole brut d'alimentation et ainsi modifier la proportion d'eau du pétrole brut entrant dans ledit dispositif modulaire de séparation. Ce mode de réalisation est particulièrement avantageux, pour éviter que le pétrole brut ne se situe dans une proportion d'eau à proximité de son point d'inversion, comme explicité dans la description détaillée ci-après.
Les pétroles bruts ont en général une viscosité qui dépend de leurs caractéristiques physico-chimiques propres et connaissent une perte de charge dépendant de cette viscosité, ainsi que des caractéristiques propres de chaque conduite de séparation. Ainsi, en général l'émulsion sortant du puits a une viscosité qui varie selon sa proportion en eau (« water-cut ») et qui présente un point singulier pour un certain pourcentage d'eau, variable d'un brut à l'autre. Ce point, connu de l'homme de l'art, est appelé point d'inversion. Lorsque le « water-cut » se rapproche du point d'inversion, la viscosité du brut augmente, atteint un maximum au point d'inversion, puis diminue lorsque ledit point d'inversion est dépassé. On cherche à éviter de se trouver dans la zone proche du point d'inversion, car si le « water- cut » est instable, il se crée alors au niveau des différents modules de séparation des déséquilibres de pertes de charge qui risquent de perturber fortement, voire bloquer le processus de séparation . Cette caractéristique de procédé est particulièrement avantageuse pour permettre le point de fonctionnement du séparateur soit suffisamment éloigné du point d'inversion redouté tel que décrit dans la description détaillée qui va suivre. Le point d'inversion correspond à une viscosité maximale du pétrole brut concerné, laquelle est obtenue pour une proportion en eau particulière. On risque donc de se retrouver au niveau du point d'inversion si la proportion en eau est instable dans le pétrole brut traité.
Dans un autre mode de réalisation du procédé d'utilisation d'un dispositif selon l'invention, après mise en œuvre d'une séparation selon les étapes 1) à 6) définies ci-dessus, on réalise le nettoyage d'au moins un module de séparation pour évacuer le sable éventuellement déposé au fond de sa dite conduite de séparation en réalisant les étapes successives suivantes dans lesquelles : 7.3) on ouvre lesdites vannes d'obturation desdits premiers orifices de sortie et/ou dits deuxièmes orifices d'entrée du ou des modules de séparation à nettoyer et on ferme les vannes d'obturation desdits premiers orifices de sorties et/ou desdits deuxièmes orifices d'entrée auxquels sont raccordés les autres modules de séparation en plus grand nombre que les modules de séparation à nettoyer, de préférence un seul module de séparation étant à nettoyer et maintenu en comm unication ouverte avec lesdits premiers orifices de sortie et dits deuxièmes orifices d'entrée, et 8.3) on fait circuler à un débit accéléré ledit pétrole brut au sein du ou desdits modules de séparation à nettoyer exclusivement, et
9.3) on expédie vers la surface par l'intermédiaire dudit deuxième orifice de sortie supérieur l'intégralité du fluide sortant dudit deuxième réservoir, ladite deuxième pompe coopérant avec ledit deuxième orifice de sortie inférieur n'étant pas activée.
On comprend que l'accélération du débit de circulation du fluide à l'étape 8.3) résulte de ce que certains modules de séparation ont été fermés.
La présente invention a également pour objet un procédé d'installation au fond de la mer d'un dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide selon l'invention, caractérisé en ce que l'on réalise les étapes suivantes dans lesquelles :
1) on descend depuis la surface un dit dispositif collecteur commun que l'on dépose sur une dit deuxième embase ancrée au fond de la mer et on raccorde lesdits premier orifice d'entrée et dits deuxième orifices de sortie supérieur et inférieur à desdites première et deuxième conduites d'évacuation, et
2) on descend depuis la surface au moins un dit module de séparation que l'on dépose sur une première embase ancrée au fond de la mer et on raccorde lesdites deuxièmes extrémités desdites conduite d'amenée et conduite de séparation avec lesdits premiers orifices de sortie et respectivement dits deuxièmes orifices d'entrée dudit dispositif collecteur commun .
En pratique, un dispositif de séparation modulaire gravitaire selon l'invention présentera avantageusement les caractéristiques dimensionnelles suivantes :
- premier réservoir :
. volume = 0.15 à 8 m3
. longueur = 2 à 10 m
. diamètre = 200 à 1000 mm
- deuxième réservoir :
. volume = 0.15 à 8 m3
. longueur = 2 à 10 m
. diamètre = 200 à 1000 m m
- conduite d'amenée :
. diamètre = 100 à 300 mm
. épaisseur d'acier = 6 à 30 mm
. longueur L = 15 à 75 m
- conduite de séparation (en cas de conduite unique) :
. diamètre = 150 à 500 mm
. épaisseur d'acier = 6 à 40 mm
. longueur L = 15 à 75 m
- nombre de modules de séparation = 3 à 15
- rendement de traitement = 7.5 à 1000 m3/heure de pétrole brut,
- profondeur d'installation = 500 à 3000 m D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à la lumière de la description détaillée des modes de réalisation qui va suivre, en référence aux figures 1 à 8, dans lesquelles :
- la figure 1 est une vue de côté d'un séparateur sous-marin horizontal modulaire selon l'invention reposant sur deux ancres à succion installée au fond de la mer,
- les figures 1A et 1 B sont des vues de côté ill ustrant des phases de l'installation du séparateur, conduisant à la configuration finale de la figure 1,
- la figure 2 est une vue de dessus du dispositif de la figure 1,
- la figure 3 est une vue selon l'axe XX d'un module de séparation bi-tube reposant su r une poutre support transversale réglable 9-lb en dévers par rapport à une ancre à succion,
- la figure 4 est une vue de dessus illustrant un mode de balayage, d'une conduite séparateur d'un module en référence à la figure 3, dans laquelle l'intégralité du flux de pétrole est dirigé vers une seule dite conduite séparateur en vue de mettre les particules solides de sable en suspension et de les envoyer directement en surface pour traitement à bord du FPSO,
- la figure 5 est une vue selon l'axe XX d'un module de séparation mono-tube à double parcours reposant sur une dite poutre transversale 9- lb,
- les figures 6A et 6B décrivent une conduite de séparation en vue de côté et en coupe transversale équipée de dispositifs internes 16 visant à créer des turbulences,
- la figure 7A est un diagramme résultant d'un calcul illustrant les pertes de charges au sein d'une conduite correspondant à un water eut éloigné du point d'inversion,
- la figure 7B est u n diagramme similaire au diag ramme de la figure 6A, résultant d'un calcul illustrant les pertes de charges au sein d'une conduite correspondant à un water eut proche du point d'inversion,
- la figure 7C est une vue de dessus d'un dispositif complémentaire de l'invention permettant d'éviter les modes de fonctionnement proches du point d'inversion, par recyclage d'une partie de l'eau traitée, ce qui a pour effet de modifier la valeur dudit water eut du pétrole brut entrant dans le séparateur.
- les figures 8A et 8B sont des vues de côté et de dessus des deuxièmes vérins 14 supportés par ladite deuxième embase 9-2 et supportant ladite structure support 2 du dispositif collecteur lb.
- la figure 8C est une illustration d'un moyen de calage 15 permanent après réglage de l'horizontalité de la structure support 2 à l'aide des deuxièmes vérins 14 sur l'embase 9-2 représentée en vue de dessus sur la figure 8B. Sur les figures 1 et 2, on a représenté un dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide 1 des phase aqueuse 11- 1 et phase huileuse 10-1 de densités différentes d'un pétrole brut, de préférence partiellement ou totalement dégazé. Ledit dispositif modulaire de séparation 1 repose au fond de la mer 30, et peut reposer à grande profondeur d'au moins 1000 m .
Le dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide 1 selon l'invention comprend une pl uralité de mod ules de séparation la raccordés à un dispositif collecteur commun lb. Chaque module de séparation la comprend une conduite d'amenée de fluide 6 et au moins une conduite de séparation gravitaire 7 sensiblement de même longueur, disposée au-dessous, rectilignement et parallèlement à la conduite d'amenée 6. Un dispositif tubulaire coudé 8 relie une première extrémité 6-1 de la conduite d'amenée 6 à une première extrémité 7- 1 de chacune des cond uites de séparation . Le dispositif collecteur commun lb comprend un premier réservoir 3 alimenté en pétrole brut par une conduite d'alimentation reposant au fond de la mer 5 via un premier orifice d'entrée 3- 1. Le premier réservoir 3 comprend une pl uralité de premiers orifices de sortie 3a raccordés à une pluralité des conduites d'amenée 6 d'une pluralité de modules de séparation la, au niveau des deuxièmes extrémités 6-2 desdites conduites d'amenée 6 et les alimentant en pétrole brut.
Deux phases aqueuse 11-1 et huileuse 10-1 sont séparées au sein des conduites de séparation 7 avant d'être déversées dans un deuxième réservoir 4 par l'intermédiaire des deuxièmes orifices d'entrée 4a dudit deuxième réservoir auxquels sont raccordées les deuxièmes extrémités 7-2 des conduites de séparation 7. La phase huileuse 10-1 est véhiculée en surface depuis un orifice de sortie supérieur 4b-l du deuxième réservoir 4 à l'aide d'une pompe 10a et à travers une première conduite d'évacuation 10. La phase aqueuse 11- 1 est véhiculée au fond de la mer 30 à l'aide d'une deuxième pompe l ia et à travers une deuxième conduite d'évacuation 11, de préférence pour être réinjectée vers un autre puits à proximité, depuis un orifice de sortie inférieur 4b-2 du deuxième réservoir 4.
Sur la figure 2, le dispositif peut être raccordé à :
1) 7 modules de séparation la, m, avec i = 1 à 7, tous les modules de séparation la, m, pouvant être supportés par une même et unique première poutre transversale support 9-lb d'une première embase 9-1 fixée au sommet d'une première pile 20-1 de type « ancre à succion », enfoncée au fond de la mer 30. Ladite première embase 9- 1 comporte une plateforme inférieure 9- la disposée au som met de la première pile 20-1 et supportant des premiers vérins 13, lesquels premiers vérins 13 supportent une première poutre transversale support 9- lb s'étendant dans une direction transversale Y3Y3. Le premier réservoir cylindrique collecteur 3 s'étend dans une direction longitudinale axiale YiYi perpendiculaire aux directions longitudinales axiales XiXi de la conduite d'amenée 6 et X2X2 des conduites de séparation 7. Le deuxième réservoir cylindrique collecteur 4 est disposé dans une direction longitudinale axiale Y2Y2 parallèle à ladite direction longitudinale axiale YiYi dudit premier réservoir 3.
Le dispositif collecteur commun lb comprend une première structure support 2, cette dernière supportant lesdits premier et deuxième réservoirs 3 et 4. Ladite première structure support 2 est elle-même supportée par une deuxième embase 9-2 reposant au fond de la mer 30. La deuxième embase 9-2 est fixée au sommet d'une deuxième pile 20-2 de type « ancre à succion » enfoncée au fond de la mer 30.
Le premier orifice d'entrée 3- 1 est situé en partie basse dudit premier réservoir, il comprend une première portion de conduite d'entrée dont l'extrémité comporte un premier élément de raccordement 5a raccordé ou destiné à être raccordé à un premier élément de raccordement complémentaire 5b à l'extrémité de la conduite sous-marine d'alimentation 5. Ledit premier élément de raccordement 5a est maintenu en position fixe en sous-face d'une première plateforme 2b de ladite première structure support 2.
Chaque dit premier orifice de sortie 3a comprend une première portion de conduite de sortie rigide coudée, dont l'extrémité, comprend un deuxième élément de raccordement 3a-2 raccordé ou destiné à être raccordé à un deuxième élément de raccordement complémentaire 6-3 d'une dite deuxième extrémité 6-2 de la conduite d'amenée 6. Le deuxième élément de raccordement 3a-2 est maintenu en position fixe par rapport à la première structure support 2, du fait que ladite première portion de conduite de sortie coudée 3a est rigide et relativement courte d'une part, et du fait que le premier réservoir 3 est lui-même supporté et fixé sur ladite plateforme supérieure 2b de la première structure support 2. Chacun des 7 deuxièmes éléments de raccordement 3a-2 comprend ou coopère avec une première vanne d'obturation 3a-l . Lesdits premiers orifices de sortie 3a sont disposés côte à côte dans la direction axiale longitudinale YiYi du premier réservoir 3. Cinq desdits premiers orifices de sortie 3a seulement, à savoir ceux des séparateur m2 à m6 sont reliés chacun à une dite deuxième extrémité 6-2 d'une conduite d'amenée 6.
Chaque dit deuxième orifice d'entrée 4a comprend une deuxième portion de conduite rigide dont l'extrémité comporte un troisième élément de raccordement 4a-2, raccordé ou destiné à être raccordé à un troisième élément de raccordement complémentaire 7-3 à une dite deuxième extrémité 7-2 de la conduite de séparation 7. Ledit troisième élément de raccordement 4a-2 est maintenu en position fixe par rapport à ladite première structure support 2,2a du fait que la première portion de conduite d'entrée 4a est rigide et relativement courte d'une part, et que d'autre part, le deuxième réservoir est lui-même supporté et maintenu en position fixe par rapport à ladite plateforme supérieure 2b de la première structure support 2. Chacun des 7 troisièmes éléments de raccordement 4a-2 comprend ou coopère avec une deuxième vanne d'obturation 4a-l . Lesdits deuxièmes orifices d'entrée 4a étant disposés côte à côte dans la direction longitudinale axiale Y2Y2 dudit deuxième réservoir 4. Cinq desdits deuxièmes orifices d'entrée 4a seulement, à savoir ceux des modules de séparation m2 à m6, sont reliés à une dite deuxième extrémité 7-2 d'une conduite de séparation 7.
Les premiers orifices de sortie 3a dudit premier réservoir 3 sont disposés de l'autre côté du plan axial longitudinal vertical du premier réservoir 3 par rapport au dit premier orifice d'entrée 3- 1. Et, lesdits deuxièmes orifices de sortie supérieur 4b-l et inférieur 4b-2 du deuxième réservoir 4 sont disposés de l'autre côté du plan axial longitudinal vertical du deuxième réservoir 4 par rapport au dit deuxièmes orifices d'entrée 4a . Ledit deuxième orifice de sortie supérieur 4b-l est relié à une dite première pompe d'export 10a supportée par la plateforme supérieure transversale 2b de ladite première structure 2,2a. Ladite première pompe 10a est elle-même reliée à une première conduite d'évacuation 10 par l'intermédiaire d'une première portion de conduite d'évacuation 10b comportant à son extrémité un quatrième élément de raccordement 10c. Ledit quatrième élément 10c est maintenu en position fixe en sous-face de ladite plateforme supérieure 2b de ladite première structure support 2. Ledit quatrième élément de raccordement 10c est raccordé ou destiné à être raccordé à un quatrième élément de raccordement complémentaire lOd à l'extrémité de ladite première conduite d'évacuation (10) .
Ledit deuxième orifice de sortie inférieur 4b-2 est relié à une dite deuxième pompe d'export l ia supportée par la plateforme supérieure 2b de ladite première structure support 2. Ladite deuxième pompe l ia est elle-même reliée à une deuxième conduite d'évacuation 11 par l'intermédiaire d'une deuxième portion de conduite d'évacuation 11b, celle-ci comportant à son extrémité un cinquième élément de raccordement l ld . Ledit cinquième élément de raccordement l ld est raccordé ou destiné à être raccordé à un cinquième élément de raccordement complémentaire l ld de l'extrémité d'une dite deuxième conduite d'évacuation 11.
Lesdits premier, quatrième et cinquième éléments de raccordement complémentaires 5b, 10d, l ld, situés aux extrémités desdites conduite sous-marine d'alimentation reposant au fond de la mer (5) et respectivement dites première et deuxième conduites d'évacuation (10, 11), sont supportés par une première plateforme 92b de ladite deuxième embase 9-2, maintenus en position fixe en surface de ladite première plateforme 92b de ladite deuxième embase 9-2. Les différents premier, deuxième, troisième, quatrième et cinquième éléments de raccordement sont constitués par des parties mâles ou femelles de connecteurs automatiques connus de l'homme de l'art, tandis que les premier, deuxième, troisième, quatrième et cinquième éléments de raccordement complémentaires sont constitués respectivement par des parties femelles ou respectivement mâles de dits connecteurs automatiques.
Lesdits premiers orifices de sortie dudit premier réservoir sont disposés de l'autre côté du plan axial longitudinal vertical dudit premier réservoir dans la direction XX, par rapport au dit premier orifice d'entrée et lesdits deuxièmes orifices de sortie supérieur et inférieur dudit deuxième réservoir sont disposés de l'autre côté du plan axial longitudinal vertical du deuxième réservoir, dans la direction XX, par rapport aux dits deuxièmes orifices d'entrée.
Le premier réservoir 3 est constitué d'un réservoir cylindrique à section circulaire. Il est alimenté par l'intermédiaire de la cond uite sous-mari ne d'alimentation 5 débouchant sur la première conduite d'entrée 3-1 en pétrole brut partiellement dégazé dans une installation sous-marine non représentée en provenance d'un puits éloigné.
Le deuxième réservoir 4, encore appelé « réservoir collecteur » est représenté avec une forme sensiblement parallélépipédique sur les figures pour mieux le distinguer du premier réservoir 3. Toutefois, de préférence, le deuxième réservoir 4, comprend une section transversale circulaire avec des fonds bombés pour mieux résister à la pression de fond .
Ce deuxième réservoir 4, reçoit les fractions eau 11-1 et huile 10- 1 du pétrole après séparation, la fraction huile 10-1 étant évacuée par l'orifice de sortie supérieure 4b- l, tandis que la fraction aqueuse 11- 1 est évacuée par l'orifice de sortie inférieur 4b-2.
La première pompe 10b envoie l'huile 10-1 sous pression à travers la première conduite d'évacuation 10 débouchant au niveau d'un support flottant de type FPSO situé en surface à plusieurs kilomètres de distance. La deuxième pompe 11b envoie la phase aqueuse 11-1 sous pression vers un puits de réinjection non représenté par l'intermédiaire de la deuxième conduite d'évacuation 11 reliant le puits d'injection d'eau situé à proximité. La séparation proprement dite est effectuée dans chacun des modules de séparation m2 à m6, la en configuration d'épingle à cheveux. Chaque module de séparation m2 à m6 est constitué d'une conduite supérieure d'amenée 6 de pétrole brut situé au-dessus de la conduite de séparation proprement dite 7. La première extrémité ou extrémité gauche 6- 1 de la conduite d'amenée 6 est reliée de manière étanche à l'extrémité gauche ou première extrémité 7-1 de la conduite de séparation 7 par une portion de conduite de transition cintrée en U 8 et présentant une variation de diamètre, de préférence continu, pour passer du diamètre D6 au diamètre supérieur D7 de la conduite 7. Au niveau de la première extrémité 6- 1 de la conduite 6, le pétrole brut est un mélange eau-huile qui constitue une émulsion. Puis, lors de la progression régulière du fluide dans la conduite de séparation 7, l'effet de la pesanteur agissant sur les deux fluides de densités différentes, les particules d'huile migrent naturel lement vers le haut et les particules d'eau vers le bas au sein de la conduite de séparation 7. La séparation est en général complètement achevée à une longueur L2 représentant au moins 1/2 ou 2/3 de la longueur L des conduites de séparation 7 depuis lesdites premières extrémités 7- 1.
Des éléments de renfort mécanique 12 reliant le conduite d'amenée 6 et conduite de séparation 7 donnent à l'ensemble en épingle à cheveux ainsi constitué une grande inertie et une grande rigidité dans le plan vertical, ce qui garantit une excellente linéarité de la conduite de séparation 7. Du fait que les conduites de séparation 7 reposent sur des berceaux 9iC disposés par-dessus la poutre supérieure 9ib dont l'axe longitudinal transversal Y3Y3 est situé environ à u ne distance Li de 1/3 de la distance L depuis la première extrémité 7-1, la flèche éventuelle de la pa rtie des conduites de séparation 7 entre la première embase 9-1 et la deuxième em base 9-2 est très extrêmement faible. Les premiers vérins 13 supportés par une plateforme inférieure 9ia au sommet de la première pile 20- 1 et supportant ladite poutre supérieure transversale 9ib, permettent d'ajuster la hauteur et l'horizontalité ou l'inclinaison de ladite poutre supérieure 9ib et donc permet d'ajuster la hauteur et l'horizontalité ou l'inclinaison de l'ensemble des modules de séparation la .
Sur les figures 2 et 7C, on a représenté deux emplacements supplémentaires inoccupés de modules de séparation mi et m7. On comprend que les vannes d'obturation 3a- l et 4a- l à l'extrémité des deux premiers orifices d'entrée 3a et respectivement deux des deuxièmes orifices d'entrée 4a des emplacements des modules mi et m7 inoccupés sont en position fermée, tandis que les vannes d'obturation pour les modules m2 et m6 sont en position ouverte.
Les vannes d'obturation 3a-l et 4a-l peuvent être de type conventionnel et opérées de manière mécanique par le bras robotisé d'un ROV, sous-marin automatique 40 piloté depuis la surface. Mais, elles sont avantageusement de type automatique, opérées depuis la surface par une liaison directe entre le FPSO et le dispositif séparateur sous-marin 1. Une telle liaison directe peut être assurée par un ombilical, non représenté, assurant la fourniture d'énergie électrique, ainsi que les signaux de commande des divers automatismes du séparateur sous-marin 1.
On isole un module la en fermant les vannes 3a-l desdites premières conduites de sortie 3a et vannes 4a-l desdites deuxième conduites d'entrée 4a du module m2, m6 correspondant, ce qui permet soit de démonter ledit module de séparation la pour le remonter en surface pour effectuer soit un contrôle ou une maintenance, soit pour la remplacer par un module présentant des caractéristiques de diamètre ou de longueur différentes. Dans le cas de changement de type de module, il conviendra bien sûr de changer l'ensemble des modules pour qu'ils soient tous identiques et présentent alors des performances de séparation identiques. Il convient de noter que les nouveaux modules la devront être équipés à leurs dites deuxièmes extrémités ou extrémités droites 6-2,7-2 de partie respectivement femelle-mâle, identiques à celles des modules la qu'ils remplacent, ces dernières correspondant aux extrémités respectivement mâle-femelle des connecteurs automatiques 3a-2 situés aux extrémités des premières conduites de sortie 3a et 4a-2 aux extrémités des deuxièmes conduites d'entrée 4a .
Ainsi, en fonction des variations des caractéristiques du pétrole brut en provenance du puits, et de manière à garantir un fonctionnement correct de la séparation, on isolera, donc on supprimera avantageusement un ou plusieurs modules de séparation la de manière à maintenir une vitesse du fluide à séparer optimale. En cas d'augmentation du débit du puits au cours du temps, par exemple en raison d'une plus grande arrivée d'eau (augmentation du « water- eut »), on installera avantageusement un ou plusieurs modules de séparation supplémentaires, par exemple deux modules de séparation supplémentaires sur les lignes nrii et m7 en réserve du dispositif séparateur 1 de la figure 2. Dans d'autres cas, tout au long de la durée de vie du puits qui peut s'étaler sur 20-25 ans, voire plus, on sera amené à substituer l'ensemble des modules de séparation la par des modules plus adaptés, en termes de diamètre et longueur L desdites conduites de séparation 7.
Pour assurer un fonctionnement correct, l'ensemble des modules de séparation la doit avoir une inclinaison identique. En général, ils doivent être en position horizontale. Mais, selon les caractéristiques physico-chimiques du pétrole, on peut être amené à incliner légèrement les modules de séparation dans le plan XoZ de quelques degrés, soit de manière positive, soit négative, par exemple d'un angle pouvant aller jusqu'à plus ou moins 6° par rapport à l'horizontale. A cet effet, on peut actionner avec le ROV 40 lesdits premiers vérins 13 au niveau de ladite première embase 9- 1. La deuxième embase 9-2 est également équipée d'une pluralité de deuxièmes vérins 14 similaires aux premiers vérins 13, ces deuxièmes vérins 14 sont supportés par une plateforme supérieure 92b au sommet de la deuxième em base 9-2, lesdits deuxièmes vérins 14 supportant la plateforme inférieure 2a de ladite première structure support 2 et permettant ainsi d'ajuster la hauteur, l'horizontalité ou l'inclinaison dudit dispositif collecteur lb et/ou des mod ules de séparation en combinaison avec l'ajustement des premiers vérins 13. Il est souhaitable de garantir au niveau des conduites de séparation 7 desdits premier et deuxième réservoirs 3,4 une horizontalité parfaite ou une légère inclinaison bien ajustée dans les plans XoZ ou YoZ. Une fois les réglages de niveau terminés au niveau desdits premiers vérins 13 et deuxième vérin 14, on peut installer des calages mécaniques 15 constitués par exemple de jeux de cales biaises complémentaires 15-1, 15-2 mis en place et ajustés par le ROV 40, puis rétracter les vérins hydrauliques, en attendant une réactivation future pour un réajustement de l'horizontalité de l'ensemble ou une modification de l'a ngle de l'inclinaison .
Tous les modules de séparation la étant identiques, le débit global entrant au niveau de la première conduite d'entrée 3-1 est divisé par le nombre de modules de séparation . En d'autres termes, le débit dans chacun des 5 modules de séparation la est égal à 1/5 du débit entrant au niveau de la première conduite d'entrée 3- 1. Tous les modules de séparation sont au niveau desdits premiers orifices de sortie 3a au même niveau de pression correspondant à la pression du premier réservoir 3, et au niveau du premier orifice d'entrée 4a, au même niveau de pression correspondant à la pression du deuxième réservoir collecteur 4. En cas de déséquilibre sur l'un des modules de séparation, par exemple une diminution du débit propre dudit module de séparation, le débit du fluide à l'intérieur des autres modules de séparation se verra sensiblement augmenté, ce qui augmentera la perte de charge au sein de la conduite de séparation et donc diminuera les débits propres desdits autres modules de séparation, rééquili brant ainsi chacun des débits des différents modules de séparation . En revanche, en cas de dépôts de sable dans lesdites conduites d'amenée 6 et surtout conduite de séparation 7 d'un module de séparation, celui-ci n'aura pl us alors les mêmes ca ractéristiques hydrodynamiques et l'ensemble des modules de séparation sera alors déséquilibré, car certains pourront éventuel lement devenir inefficaces et voire même se boucher. Pour éviter ce phénomène de bouchage redouté, on effectue régulièrement un balayage3a- l et 4a-l correspondantes de l'ensemble des modules de séparation, sauf les vannes d'un des modules de séparation que l'on veut nettoyer. En effet, lors des processus de séparation, la vitesse du fluide dans les modules de séparation n'empêche pas le dépôt des grosses particules de sable dans les conduites 6 et 7, car seules les particules de plus faible diamètre sont entraînées par l'huile et par l'eau .
En dirigeant l'intégralité de la production de fluide vers un seul module de séparation, on multiplie la vitesse du fluide dans ledit module de séparation sensiblement par 5, le sable déposé dans les conduites 6 et 7 dudit module est alors entraîné vers le réservoir collecteur 4. Lors de l'opération de nettoyage, le fl uide continue à circuler, mais le dispositif séparateur 1 se trouve globalement hors fonctionnement. On a en effet, au préalable arrêté la réinjection d'eau dans le puits distant ou le rejet à la mer de l'eau traitée et l'on expédie vers la surface l'intégralité du fluide, c'est-à-dire le pétrole en cours de séparation au moment de l'arrêt, puis au bout de quelques instants, le pétrole brut chargé de sable résultant du nettoyage du module de séparation. Au bout de quelques minutes, le module de séparation étant nettoyé, on ferme les vannes correspondantes pour l'isoler et simultanément ouvrir les vannes 3a- l,4a-l du module de séparation suivant. On procède ainsi de proche en proche et une fois l'ensemble des modules de séparation nettoyés, on réouvre toutes les vannes 3a-l et 4a-l pour remettre en route le processus de séparation .
Pendant toute cette période de nettoyage, ainsi que pendant la phase de redémarrage du processus de séparation, l'intégralité de la production est renvoyée en surface pour traitement à bord du FPSO.
Cette phase de redémarrage peut prendre 15 à 30 minutes, voire moins et l'ensemble du processus de nettoyage et de redémarrage peut être effectué en 30 à 45 mn selon la qualité du pétrole brut considéré et le nombre de modules de séparation . On effectuera avantageusement ce nettoyage de manière régulière, par exemple tous les mois, voire plus fréquemment, de manière à éviter que le sable ne s'accumule trop et ne vienne perturber le fonctionnement du séparateur 1. Le pétrole brut renvoyé en surface sera alors traité et la quantité de sable avantageusement mesurée de manière précise, pour déterminer de manière optimale la date de la prochaine opération de nettoyage.
Dans le cas d'un module de séparation comportant deux conduites de séparation 7, tel que représenté sur la figure 3, la procédure de nettoyage est légèrement différente. Elle est détaillée ci- après en liaison avec la figure 4 représentant en plan ledit module de séparation double dénommé « module bi-tube », c'est-à-dire comportant deux conduites de séparation 7.
Toutes les vannes 3a-l, et, le cas échéant, les vannes 4a-l des autres modules de séparation étant fermées, on ferme la vanne 4a-l de l'une des conduites de séparation 7a ou 7b du module de séparation bi- tube à nettoyer. Tout le pétrole brut passe alors dans la conduite d'amené 6 et dans la seconde conduite de séparation 7b ou respectivement 7a et la vitesse du fluide emporte les dépôts de sable, puis au bout de quelques minutes, on ouvre la vanne 4a-l de la conduite de séparation 7a ou 7b initialement fermée et on ferme l'autre vanne 4a-l de l'autre conduite de séparation 7b ou respectivement 7a, ce qui a pour effet de diriger l'intégralité du fluide à grande vitesse vers l'autre conduite de séparation du même module bi-tube. Au bout de quelques minutes, on ferme la vanne 3a-l du module de séparation ainsi nettoyé, puis on procède de proche en proche avec chacun des modules de séparation.
Dans une version préférée de l'invention décrite en liaison avec la figure 5, la conduite d'amenée 6 a le même diamètre que la conduite de séparation 7 et elles sont disposées parallèlement dans un même plan horizontal XoY. De ce fait, dès que le pétrole brut sort de la première conduite de sortie 3a reliée au premier réservoir 3, la séparation peut commencer et elle s'effectue alors sur une distance double, à savoir une première distance L correspondant à la longueur de la conduite d'amenée 6 à l'aller, puis au retour, de nouveau sur une deuxième distance L correspondant à la longueur de la conduite de séparation 7. En procédant ainsi, on réduit avantageusement la longueur L du module, ce qui présente un intérêt dans le cas où les modules de séparation requis compte-tenu de la qualité du pétrole ou de la quantité du pétrole à traiter nécessiterait une très grande longueur, par exemple 60 à 70m de longueur. On peut ainsi, diminuer par deux la longueur des modules de séparation .
Dans cette configuration, il est impératif que les deux conduites
6 et 7 soient dans le même plan horizontal, car si elles étaient superposées, lors du passage du fl uide de la conduite supérieure 6 à la conduite inférieure 7, une partie de l'eau se trouvant déjà séparée en partie basse de la conduite supérieure 6, tomberait naturellement par gravité dans la conduite inférieure 7 et donc se remélangerait. Inversement, la partie huileuse du pétrole plus légère s'accum ulerait dans la conduite supérieure 6, mais finirait quand même à atteindre la conduite inférieure 7 au bout de quelques temps ; il en résulterait un re-mélangeage là encore plus ou moins aléatoire de l'huile et de l'eau, ce qui irait à rencontre du but recherché.
Dans le mode de réalisation de type module bi-tube de la figure 3, on disposera avantageusement une structure de renfort 12 apte à maintenir le positionnement de type triangulaire de la conduite supérieure 6 par rapport aux deux conduites inférieures 7. De même, dans le cas d'un module de séparation mono-tube à double parcours tel que représenté sur la figure 5, on disposera également une structure de renfort triangulaire 12 entre une poutre supérieure en H 12a, faisant alors avantageusement office de membrure supérieure du module par rapport aux deux conduites inférieures 7 dans le cas d'un module de séparation mono-tube à double parcours tel que représenté sur la figure 5, donnant ainsi à l'ensemble une grande rigide. Dans les versions décrites en référence aux figures 1 à 3, les conduites d'amenée 6 ont un diamètre plus faible que les conduites de séparation 7,7a-7b, de manière à ce que le pétrole brut circule plus vite et que la séparation n'ait pas le temps de devenir significative dans la conduite d'amenée 6, pour éviter un re-mélangeage lors du passage dans la conduite de séparation 7, notamment au niveau des dispositifs de transition coudés 8. Ce re-mélangeage, comme mentionné ci-dessus pourrait déstabiliser le processus de séparation eau-huile. Ainsi, le diamètre intérieur de la conduite d'amenée 6 sera compris entre 30 et 100%, de préférence entre 50 et 100% du diamètre intérieur de la conduite de séparation 7, 7a-7b.
Lors des opérations de nettoyage des modules de séparation la, la vitesse du fluide dans la conduite d'amenée 6 sera supérieure à celle dans la conduite de séparation 7,7a-7b. Mais, dans tous les cas la vitesse dans la conduite de séparation 7,7a-7b sera supérieure à la vitesse permettant de remettre en suspension les particules de sable.
Pour améliorer l'efficacité du nettoyage des modules de séparation, on disposera avantageusement dans les conduites de séparation 7 des chicanes 16 représentées sur la figure 6A représentant ladite conduite de séparation 7 en coupe longitudinale et sur la figure 6B en coupe transversale YoZ. Ces chicanes sont destinées à créer des turbulences tourbillonnaires principalement dans la partie basse de la conduite de séparation et sont avantageusement disposées dans le tiers inférieur de la hauteur de ladite conduite. Ces chicanes se trouvent ainsi principalement dans la partie en eau de la conduite et sont dimensionnées de manière à créer un minimum de pertes de charge, donc de turbulences en fonctionnement normal, et à créer un mouvement tourbillonnaire intense dès que l'on augmente la vitesse du fluide comme expliqué précédemment. Ces chicanes sont de préférence solidarisées à la conduite par soudage depuis l'intérieur de la conduite lors de la fabrication des modules. Les pompes 10a, l ia intégrées à la structure porteuse 2 sont avantageusement disposées dans des modules extractibles par simple levage depuis la surface. A cet effet, les pompes seront équipées de connecteurs automatiques à l'entrée ainsi qu'à la sortie et de connexions électriques sous-marines connues de l'homme de l'art, de manière à pouvoir être déconnectées et ramenées en surface pour effectuer les maintenances nécessaires avant d'être réinstallées ou plus simplement remplacées. Les pompes peuvent également être commandées et alimentées depuis la surface par l'intermédiaire d'ombilicaux non représentés.
Les conduites 6 et 7 des modules de séparation la sont avantageusement réalisées en matériau insensible à la corrosion, de préférence en acier inox ou en acier duplex, de manière à ce que la surface interne desdites conduites ne se modifie pas dans le temps et que leurs performances hydrodynamiques restent identiques notamment entre tous les modules de séparation et sensiblement constantes pendant toute la durée de l'exploitation .
A titre d'exemple, un séparateur sous-marin 1 selon l'invention destiné à équiper un champ pétrolier en fin de vie, c'est à dire une série de puits produisant surtout de l'eau et peu de pétrole ne renverra en surface que le reliquat huileux du pétrole. Ainsi, pour traiter 25.000 barils par jour de pétrole brut soit environ 4000m3 par jour, ou encore 167m3/h, et présentant une proportion d'eau (« water-cut ») de 75%, on mettra en œuvre un dispositif de séparation 1 équipé de 3 modules de séparation la, comportant chacun une conduite d'amenée supérieure 6 de diamètre extérieur de 200mm et d'épaisseur 8.55mm, d'une conduite de séparation 7 inférieure de diamètre extérieur de 300m m et d'épaisseur 12.8mm, d'un premier réservoir 3 tubulaire circulaire à fonds bombés de longueur de 5m, de diamètre extérieur de 0.75m et d'épaisseur 32.1m m, et d'un second réservoir 4 tubulaire à section circulaire à fonds bombés de longueur 5m, de diamètre extérieur lm et d'épaisseur 42.8mm . Les conduites 6 et 7 de longueur 50 m seront avantageusement équipées d'un système d'isolation thermique de conduite de 100mm d'épaisseur constitué d'un gel isolant contenu dans une enveloppe déformable, tel que décrit dans les demandes de brevets antérieures de la demanderesse, chacun des modules de séparation pesant environ 25 tonnes dans l'air et environ 20 tonnes dans l'eau .
Le dispositif collecteur lb comprenant le premier réservoir 3, le deuxième réservoir 4, la structure support 2, ainsi que les vannes automatisées 3a-l,4a- l, les pompes 10a, l la et l'ensemble des connecteurs automatiques pèse environ 25 tonnes dans l'air et 20 tonnes dans l'eau .
L'ancre a succion en acier 20-2, de forme cylindrique creuse, mesure 6m de diamètre, 35m de longueur et a une épaisseur de 15m m, ce qui représente un poids d'environ 75 tonnes da ns l'eau, y compris la deuxième embase 9-2 et les deuxièmes vérins 14. L'ancre à succion 20- 1 de même forme cylindrique creuse en acier, mesure 2.5m de diamètre, 20m de longueur et a une épaisseur de 10mm, ce qui représente un poids d'environ 15 tonnes dans l'eau y compris la première embase 9- 1 et les premiers vérins 13. En procédant avec un tel séparateur sous-marin 1, on laisse ainsi 75% de la production (soit 3000m3 d'eau par jour) au fond de la mer et l'on ne remonte à bord du FPSO que les 25% représentant l'intégralité de la valeur marchande du pétrole brut produit, soit environ 1000m3 d'huile par jour.
Tous les modules de séparation la ont des pressions de référence communes au point d'alimentation 6-2 (pression d'entrée) et au point de collecte 7-2 (pression de sortie) . Ceci signifie que la perte de charge à travers tous les séparateurs est identique. Ainsi, à composition identique, sauf si l'un des tuyaux 7 présente un diamètre plus faible (dépôt de solide par exemple) le débit est égal dans tous les modules de séparation . La seule façon de déstabiliser les débits est de générer une différence de composition entre les modules de séparation . En effet en imposant une même perte de charge il résulte deux couples de débits/compositions possibles, un premier couple avec les débits et compositions identiques (cas de référence 23), un autre couple avec un tuyau 7 alimenté par un faible débit 24-24a de liquide plus visqueux que la composition de référence et l'autre un fort débit 25-25a de liquide moins visqueux que la composition de référence. Sur le diagramme de la figure 7A, on a représenté la variation de perte de charge dans le cas d'un brut présentant un « water-cut » éloigné du point d'inversion . Il apparaît que le système est facile à stabiliser et difficile à déstabiliser. En effet, le point de référence 23 correspond à un minimum de perte de charge, une diminution 24 ou un accroissement 25 du couple débit/viscosité conduit à une augmentation des pertes de charges, le système a donc tendance à revenir naturellement vers le point de référence 23. Ainsi, loin du point d'inversion, les variations de composition engendrent de faibles variations de la viscosité (positives 25 ou négatives 24) qui augmentent la perte de charge globale du système et ont tendance à ramener le débit vers son état d'équilibre 23. Le système est naturellement stable.
Le diagramme de la figure 7B correspond à celui d'un brut présentant un « water-cut » correspondant au point d'inversion : il apparaît cette fois que le système est peu stable. En effet, le point de référence 23 correspond alors à un maximum de perte de charge, une diminution 24a ou un accroissement 25a du couple débit/viscosité conduit à une diminution des pertes de charges, le système a donc tendance à se stabiliser vers son nouvel état d'équilibre (24a, 25a) qui présente une dissymétrie de débit/composition . Ainsi, au point d'inversion, de faibles variations de compositions engendrent des variations drastiques de la viscosité en plaçant les points 24a et 25a de part et d'autre de l'inversion soit avec des viscosités très inférieures au point de référence 23. Cette baisse significative de la viscosité diminue la perte de charge globale tendant à laisser le système dans son état déséquilibré (24a, 25a) . Le système est alors naturellement instable. Pour éviter de se trouver dans la zone du point d'inversion, on effectue avantageusement un recyclage de l'huile obtenue à la sortie du réservoir collecteur 4, comme représenté sur la figure 7C. A cet effet, on dispose sur la portion de conduite 10b une vanne trois voies 18 ajustable depuis la surface, qui prélève une partie de l'huile produite, par exemple 30%, et la réinjecte au moyen d'une conduite de dérivation 17 dans un mélangeur 19 situé sur la conduite d'alimentation en pétrole brut 5. L'huile ainsi réinjectée et mélangée au brut aura pour effet de modifier le « water-cut » du brut entrant, et ainsi de s'éloigner du point d'inversion redouté. Selon les cas, on pourra être amené à recycler, non pas l'huile comme décrit précédemment, mais l'eau, dans des proportions appropriées, qui peuvent être similaires ou légèrement différentes. L'eau sera prélevée sur la portion de conduite 11b pour être réinjectée de la même manière sur la conduite d'alimentation en pétrole brut.
Pour connaître en temps réel le « water-cut » du pétrole brut, on mesurera avantageusement, par exemple au niveau de chacune des pompes 10a-l la, les débits propres en huile traitée 10- 1 et en eau traitée 11-1, par des moyens connus de l'homme de l'art, l'information étant alors par exemple retransmise en surface de manière à ce que l'opérateur puisse déclencher le recyclage d'un pourcentage approprié d'eau ou d'huile, de manière à s'éloigner du point d'inversion redouté.
Pour la dépose au fond de la mer du dispositif de séparation 1, on réalise les étapes successives suivantes dans lesquelles :
1.1) on descend depuis la surface un dit dispositif collecteur commun lb équipé de dits premier, troisième, quatrième et cinquième éléments de raccordement 3a-2,4a-2, 10c, l lc à l'extrémité desdites portion de conduite dudit premier orifice de sortie 3a, deuxième portion de conduite dudit deuxième orifice d'entrée 4a et première portion de cl lb supportés par ledit premier élément de structure support 2a, et 1.2) on raccorde lesdits quatrième et cinquième éléments de raccordement à des quatrième et cinquième éléments de raccordement complémentaires 6, 10d, l ld aux extrémités desdites conduites sous- marines d'alimentation reposant au fond de la mer et dite première et deuxième conduites d'évacuation maintenues en position supportées au niveau de ladite deuxième embase ancrée au fond de la mer, et
2.1) on descend depuis la surface un dit module de séparation la équipé desdits deuxième et troisième éléments de raccordement complémentaires auxdites deuxièmes extrémités de la conduite d'amenée et respectivement conduite de séparation 6-2 et 7-2 que l'on dépose sur ladite première embase 9-1 ancrée au fond de la mer, et
2.2) on réalise le raccordement desdits deuxième et troisième éléments de raccordement complémentaires 6-3,7-3 du module de séparation la avec desdits deuxième et troisième éléments de raccordement aux extrémités desdits premiers orifices de sortie 3a et dits deuxièmes orifices d'entrée 4a .
Le positionnement dudit dispositif collecteur comm un et dudit module de séparation au regard de ladite deuxième embase et respectivement première embase ainsi que leurs raccordements respectifs sont opérés par le bras robotisé d'un ROV sous-marin automatique piloté depuis la surface.
Dans la description de l'invention, on a décrit une conduite d'amenée 6 située au-dessus ou au même niveau que la conduite de séparation 7, mais cette conduite d'amenée 6 peut aussi être située en dessous de la conduite de séparation 7 : le processus de séparation restant identique.

Claims

REVENDICATIONS
1. Dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide (1) de deux phases liquides de densités différentes d'un fluide liquide, de préférence encore les phases aqueuse ( 11- 1) et phase huileuse (10- 1) d'un pétrole brut, de préférence partiellement ou totalement dégazé, ledit dispositif modulaire de séparation reposant au fond de la mer (30), de préférence à grande profondeur d'au moins 1000 m, caractérisé en ce qu'il comprend :
a) au moins un module de séparation (la), de préférence une pluralité de n modules de séparation (m, avec i = 1 à n et n étant de préférence un entier de 5 à 10), chaque dit module de séparation (la, m,) étant supporté par au moins une première embase (9-1) reposant au fond de la mer, ladite première embase (9-1) étant ancrée au fond de la mer par fixation sur une ancre, de préférence fixation sur une première pile (20- 1) du type « ancre à succion », enfoncée au fond de la mer, chaque module de séparation comprenant :
a . l) une conduite d'amenée de fluide (6), s'étendant dans une direction longitudinale axiale (XiXi), et
a .2) au moins une conduite de séparation gravitaire s'étendant rectilignement dans une direction longitudinale axiale (X2X2), disposée telle que :
- une première extrémité (6-1) de ladite conduite d'amenée (6) est reliée à au moins une première extrémité (7-1) d'au moins une conduite de séparation (7,7a-7b) et,
- la deuxième extrémité (6-2) de ladite conduite d'amenée
(6) est reliée à un premier orifice de sortie (3a) d'un premier réservoir cylindrique collecteur (3) s'étendant de préférence dans une direction longitudinale axiale (YiYi) perpendiculaire à la direction longitudinale axiale (XiXi) de ladite conduite d'amenée, ladite deuxième extrémité (7- 2) de chaque conduite de séparation (7,7a-7b) étant reliée à un deuxième orifice d'entrée (4a) d'un deuxième réservoir cylindrique collecteur (4), et a .3) un dispositif tubulaire coudé (8) apte à permettre le transfert dudit fluide entre ladite première extrémité (6- 1) de ladite conduite d'amenée (6) et chaque dite première extrémité (7- 1) de chaque dite conduite de séparation (7) dudit module de séparation (la), et
b) un dispositif collecteur commun (lb) supporté par une deuxième embase (9-2) reposant au fond de la mer (30), ladite deuxième embase (9-2) est ancrée au fond de la mer par fixation sur une ancre, de préférence une fixation sur une deuxième pile (22) de type « ancre à succion » enfoncée au fond de la mer, ledit dispositif collecteur com mun (lb) comprenant une première structure de support (2,2a) supportée par ladite deuxième em base et supportant :
b. l) ledit premier réservoir cylindrique (3) comportant :
- au moins un premier orifice d'entrée (3- 1), de préférence situé en partie basse dudit premier réservoir, ledit premier orifice d'entrée (3- 1) étant relié ou destiné à être relié à une conduite sous- marine d'alimentation reposant au fond de la mer (5) alimentant ou destinée à alimenter ledit premier réservoir en dit fluide, et
- une pluralité de dits premiers orifices de sortie (3a), chaque dit premier orifice de sortie (3a) comprenant ou coopérant avec une première vanne d'obturation (3a-l), au moins certain(s) de(s) dit(s) premier(s) orifice(s) de sortie (3a) étant reliés chacun à une dite deuxième extrémité (6-2) d'une dite conduite d'amenée (6), lesdits premiers orifices de sortie (3a) étant disposés côte à côte dans la direction axiale longitudinale (YiYi) dudit premier réservoir (3), et
b.2) un dit deuxième réservoir (4) comportant :
- une pluralité de deuxièmes orifices d'entrée (4a), chaque dit deuxième orifice d'entrée (4a) comprenant ou coopérant avec une deuxième vanne d'obturation (4a-l), au moins certain(s) de(s) dit(s) deuxième(s) orifice(s) d'entrée (4a) étant relié(s) chacun à une dite deuxième extrémité (7-2) d'une conduite de séparation (7), lesdits deuxièmes orifices d'entrée (4a) étant disposés côte à côte dans la direction longitudinale axiale (Y2Y2) dudit deuxième réservoir (4), et
- au moins un deuxième orifice de sortie supérieur (4b-l) coopérant avec une première pompe d'export (10a) reliée ou destinée à être reliée à une première conduite d'évacuation (10), et
- au moins un deuxième orifice de sortie inférieur (4b-2), comprenant ou coopérant avec une deuxième pompe d'export (l ia) reliée ou destinée à être reliée à une deuxième conduite d'évacuation (11).
2. Dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide selon la revendication 1, caractérisé en ce que :
chaque dite conduite de séparation gravitaire s'étend rectilignement dans une direction longitudinale (X2X2) située dans un même plan que la direction longitudinale (XiXi) de ladite conduite d'amenée, de préférence parallèlement à ladite conduite d'amenée (6), et
- ledit deuxième réservoir cylindrique collecteur (4) est disposé dans une direction longitudinale axiale (Y2Y2) parallèle à ladite direction longitudinale axiale (YiYi) dudit premier réservoir, et
- les directions longitudinales (XiXi) de l'ensemble desdites conduites d'amenée sont disposées parallèlement entre elles, et
- les directions longitudinales (X2X2) de l'ensemble desdites conduites de séparation (7) sont disposées parallèlement entre elles,
3. Dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide (1) selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que ledit dispositif collecteur commun (la) comprend :
i) un dit premier réservoir (3) dans lequel :
- ledit premier orifice d'entrée (3-1) comprend une première portion de conduite d'entrée dont l'extrémité, maintenue en position fixe par rapport à ladite première structure support (2,2a), comporte un premier élément de raccordement (5a) raccordé ou destiné à être accordé à un premier élément de raccordement complémentaire (5b) à l'extrémité de ladite conduite sous-marine d'alimentation (5), de préférence ladite première portion de conduite d'entrée (3- 1) étant une portion première portion de conduite rigide dont ledit premier élément de raccordement (5a) est maintenu en position fixe en sous-face de ladite première structure de support (2,2a), et
- chaque dit premier orifice de sortie (3a) comprend une première portion de conduite de sortie rigide, dont l'extrémité, maintenue en position fixe par rapport à ladite première structure support (2,2a), comprend un deuxième élément de raccordement (3a-2) raccordé ou destiné à être raccordé à un deuxième élément de raccordement complémentaire (6-3) à une dite deuxième extrémité (6-2) de conduite d'amenée (6), et
ii) un dit deuxième réservoir (4) dans lequel :
- chaque dit deuxième orifice d'entrée (4a) comprend une deuxième portion de conduite rigide dont l'extrémité, maintenue en position fixe par rapport à ladite première structure support (2,2a) comporte un troisième élément de raccordement (4a-2), raccordé ou destiné à être raccordé à un troisième élément de raccordement complémentaire (7-3) à une dite deuxième extrémité (7-2) de conduite de séparation (7), et
- chaque dit deuxième orifice de sortie supérieur (4b-l) est relié à une dite première pompe ( 10a) supportée par ladite première structure de support (2,2a), ladite première pompe ( 10a) étant reliée par un quatrième élément de raccordement ( 10c) à une dite première conduite d'évacuation ( 10), de préférence par l'intermédiaire d'une première portion de conduite d'évacuation (10b) dont l'extrémité comporte un dit quatrième élément de raccordement ( 10c), ledit quatrième élément (10c) étant maintenu en position fixe par rapport à ladite première structure en position fixe par rapport à ladite première structure support (2,2a), de préférence encore en sous-face de ladite première structure support (2,2a), ledit quatrième élément de raccordement ( 10c) étant raccordé ou destiné à être raccordé à un quatrième élément de raccordement complémentaire (lOd) à l'extrémité de ladite première conduite d'évacuation (10), et
- chaque dit deuxième orifice de sortie inférieur (4b-2) est relié à une deuxième pompe (l ia) supportée par ladite première structure de support (2,2a), ladite deuxième pompe (l ia) étant reliée par un cinquième élément de raccordement à une dite deuxième conduite d'évacuation ( 11), de préférence par l'intermédiaire d'une deuxième portion de conduite d'évacuation (11b), dont l'extrémité comporte un dit cinquième élément de raccordement (1 ld), ledit cinquième élément de raccordement (l ld) étant maintenu en position fixe par rapport à ladite première structure support (2,2a), de préférence encore en sous-face de ladite première structure support (2,2a), ledit cinquième élément de raccordement (l ld) étant raccordé ou destiné à être raccordé à un cinquième élément de raccordement complémentaire (l ld) de l'extrémité d'une dite deuxième cond uite d'évacuation ( 11), et
lesdits premier, quatrième et cinquième éléments de raccordement complémentaires (5b, 10d, l ld) situés aux extrémités desdites conduite sous-marine d'alimentation reposant au fond de la mer (5) et respectivement dites première et deuxième conduites d'évacuation (10, 11), sont supportés par ladite deuxième embase (9-2) et maintenus en position fixe en surface d'une première plateforme (92b) de ladite deuxième embase (9-2).
4. Dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide (1) selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que ladite conduite d'amenée (6) présente un diamètre inférieur à celui de la conduite de séparation et est disposée au-dessus de la conduite de séparation .
5. Dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide (1), selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que ledit module de séparation ( la) comporte une conduite d'amenée supérieure (6) disposée au-dessus d'au moins deux conduites de séparation inférieures (7a,7b) .
6. Dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide (1) selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu'un dit module de séparation comporte une dite conduite d'amenée (6) et dite conduite de séparation (7) disposées côte à côte à une même profondeur et de même diamètre.
7. Dispositif modulaire de séparation liquide/liquide selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que tous lesdits modules de séparation (la, m,) sont supportés par une même et unique dite première embase (9-1), ladite première embase (9-1) s'étendant dans une direction longitudinale (Y3Y3) perpendiculaire aux directions longitudinales (XX',XiXi,X2X2) desdits modules de séparation ( la) et ladite première embase (9- 1) étant située dans la direction longitudinale (XX') desdits modules de séparation à une distance Ll desdites premières extrémités (6- 1,7- 1) desdits modules de séparation (la) égale à une valeur de 1/3 à 1/2 de la longueur totale L desdits modules de séparation (la) à partir desdites premières extrémités (6- 1,7-1) desdits modules de séparation .
8. Dispositif modulaire de séparation liquide/liquide selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que ledit module de séparation (la) comporte des éléments mécaniques de renfort (12) assurant une liaison rigide entre ladite conduite d'amenée (6) et la ou lesdites conduites de séparation (7), de préférence sur toute leur longueur.
9. Dispositif modulaire de séparation liquide/liquide selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé en ce qu'il comporte une conduite de dérivation à partir dudit deuxième orifice de sortie supérieur (4b-l) ou de ladite première conduite d'évacuation (10) et/ou une conduite de dérivation (17) à partir dudit deuxième orifice de sortie inférieur (4b-2) ou de ladite deuxième conduite d'évacuation (11), de préférence à l'aide d'une vanne trois voies (18), de façon à transférer dans une dite conduite sous-marine d'alimentation reposant au fond de la mer (5) alimentant ledit premier réservoir, une fraction du liquide sortant dudit deuxième orifice de sortie supérieur (4b- l) ou respectivement dit deuxième orifice de sortie inférieur (4b-2), de préférence encore en transférant ladite fraction de liquide dans un méla ngeur ( 19) situé au niveau de ladite conduite sous-marine d'alimentation reposant au fond de la mer (5) .
10. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que ladite première embase (9-1) coopère avec des premiers vérins ( 13) aptes à régler l'horizontalité ou l'inclinaison desdits modules de séparation ( la) par rapport à l'horizontale et/ou et ladite deuxième embase (9-2) coopère avec des deuxièmes vérins (14) aptes à régler l'horizontalité ou l'inclinaison desdits modules de séparation et/ou l'horizontalité ou l'inclinaison desdits premier et deuxième réservoirs (3,4) par rapport à l'horizontale.
11. Procédé d'utilisation d'un dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide selon l'une des revendications 1 à 10, caractérisé en ce que l'on réalise la séparation des phase huileuse ( 10- 1) et phase aqueuse (11-1) d'un pétrole brut, de préférence partiellement ou totalement dégazéifié pouvant contenir du sable, selon les étapes successives suivantes dans lesquelles :
1) on alimente ledit premier réservoir (3) à partir d'au moins une dite conduite sous-marine d'alimentation (5) reposant au fond de la mer, en pétrole brut de préférence partiellement ou totalement dégazéifié dans un dispositif de séparation liquide/gaz et provenant d'un puits au fond de la mer, ladite conduite reposant au fond de la mer (5) étant reliée à un dit premier orifice d'entrée (3- 1) dudit premier réservoir (3), et
2) on fait circuler ledit pétrole brut depuis ledit premier réservoir (3) vers ladite conduite d'amenée (6), et 3) on réalise la séparation d'une phase d'huile supérieure et d'une phase aqueuse inférieure pouvant contenir du sable, par circulation dudit pétrole brut au sein de chaque dite conduite de séparation (7), et
4) on évacue le fluide biphasique sortant de chaque dite conduite de séparation vers un dit deuxième orifice d'entrée (4a) dudit deuxième réservoir (4) et,
5) on évacue ladite phase huileuse depuis au moins un dit deuxième orifice de sortie supérieur (4b-l) par l'intermédiaire d'au moins une dite première conduite d'évacuation (10), de préférence jusque vers un support flottant en surface, à l'aide d'une dite première pompe (10a), et
6) on évacue ladite phase aqueuse depuis au moins un dit deuxième orifice de sortie inférieur (4b-2) par l'intermédiaire d'au moins une deuxième conduite d'évacuation (11), à l'aide d'une dite deuxième pompe (l ia), de préférence vers un puits au fond de la mer dans lequel l'eau de ladite phase aqueuse est réinjectée.
12. Procédé d'utilisation selon la revendication 11, dans lequel on met en œuvre un dispositif modulaire de séparation liquide/liquide dont au moins un dit premier orifice de sortie (3a) et un dit deuxième orifice d'entrée (4a) aptes à être raccordés à un même module de séparation, sont fermés et non raccordés à un dit module de séparation (la), caractérisé en ce qu'après m ise en œuvre des étapes 1) à 6), on réalise les étapes successives suivantes dans lesquelles :
7.1) on ajoute un dit module de séparation (la) que l'on descend depuis la surface et dont on raccorde lesdites deuxièmes extrémités (6-2,7-2) desdites conduite d'amenée (6) et respectivement conduite de séparation (7) au dit premier orifice de sortie (3a) et respectivement dit deuxième orifice d'entrée (4a) inoccupés, puis
8.1) on ouvre lesdites vannes d'obturation (3a-l et 4a-l) desdits premier orifice de sortie (3a) et dit deuxième orifice d'entrée (4a) .
13. Procédé d'utilisation selon la revendication 1, dans lequel on met en œuvre un dispositif modulaire de séparation liquide/liquide ( 1) comportant plus de deux modules de séparation (la), caractérisé en ce qu'après mise en œuvre des étapes 1) à 6), on réalise les étapes successives suivantes dans lesquelles :
7.2) on referme lesdites vannes d'obturation (3a-l,4a-l) d'un dit premier orifice de sortie (3a) et d'au moins un dit deuxième orifice d'entrée (4a) raccordé à un même module de séparation (la), et
8.2) on désolidarise ledit module de séparation raccordé au dit premier orifice de sortie et dit deuxième orifice d'entrée dont les vannes sont fermées, puis on remonte en surface ledit module de séparation désolidarisé.
14. Procédé d'utilisation selon la revendication 11, caractérisé en ce qu'aux étapes 5) et/ou 6) on prélève une fraction du liquide évacué à partir dudit deuxième orifice de sortie supérieur (4b-l) et/ou respectivement dudit deuxième orifice de sortie inférieur (4b-2), que l'on réinjecte sur ladite conduite sous-marine d'alimentation (5) pour mélanger ladite fraction de liquide avec le pétrole brut d'alimentation et ainsi modifier la proportion d'eau du pétrole brut entrant dans ledit dispositif modulaire de séparation (1).
15. Procédé d'utilisation selon la revendication 11, caractérisé en ce qu'après mise en œuvre d'une séparation selon les étapes 1) à 6), on réalise le nettoyage d'au moins un module de séparation ( la) pour évacuer le sable éventuellement déposé au fond de sa dite conduite de séparation en réalisant les étapes successives suivantes dans lesquelles :
7.3) on ouvre lesdites vannes d'obturation (3a-l,4a-l) desdits premiers orifices de sortie (3a) et/ou dits deuxièmes orifices d'entrée (4a) du ou des modules de séparation (la) à nettoyer et on ferme les vannes d'obturation desdits premiers orifices de sorties (3a) et/ou desdits deuxièmes orifices d'entrée (4a) auxquels sont raccordés les autres modules de séparation (la) en plus grand nombre que les modules de séparation à nettoyer, de préférence un seul module de séparation (la) étant à nettoyer et maintenu en communication ouverte avec lesdits premiers orifices de sortie et dits deuxièmes orifices d'entrée, et
8.3) on fait circuler à un débit accéléré ledit pétrole brut au sein du ou desdits modules de séparation à nettoyer exclusivement, et
9.3) on expédie vers la surface par l'intermédiaire dudit deuxième orifice de sortie supérieur (4b- l) l'intégralité du fluide sortant dudit deuxième réservoir (4), ladite deuxième pompe ( l ia) coopérant avec ledit deuxième orifice de sortie inférieur (4b-2) n'étant pas activée.
16. Procédé d'installation au fond de la mer d'un dispositif modulaire de séparation gravitaire liquide/liquide selon l'une des revendications 1 à 10, caractérisé en ce que l'on réalise les étapes suivantes dans lesquelles :
1) on descend depuis la surface un dit dispositif collecteur commun (lb) que l'on dépose sur une dit deuxième embase (9-2) ancrée au fond de la mer et on raccorde lesdits premier orifice d'entrée (3- 1) et dits deuxième orifices de sortie supérieur (4b-l) et inférieur (4b-2) à desdites première et deuxième conduites d'évacuation (10, 11), et
2) on descend depuis la surface au moins un dit module de séparation ( la) que l'on dépose sur une première embase (9-1) ancrée au fond de la mer et on raccorde lesdites deuxièmes extrémités (6-2,7- 2) desdites conduite d'amenée et conduite de séparation avec lesdits premiers orifices de sortie (3a) et respectivement dits deuxièmes orifices d'entrée (4a) dudit dispositif collecteur commun (lb).
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