rapport-PFE-GhassenNOUAIRIA · 2016. 9. 3. · exÅxÜv|xÅxÇà E tiens à remercier dans un premier temps, toute l’équipe pédagogique de l’ENIB et les intervenants professionnels

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Je dédie ce travail…

exÅxÜv|xÅxÇà

E tiens à remercier dans un premier temps, toute l’équipe pédagogique de l’ENIB et les

intervenants professionnels responsables de la formation du diplôme d’ingénieur en génie

industriel pour avoir assuré notre suivie pendant les trois années du cycle d’ingénieur.

J’adresse mes remerciements à l’ensemble du personnel de la CFTP pour m’avoir accueilli et

accepté parmi eux.

Je tiens à remercie particulièrement mon encadreur académique madame Houda DARDOUR pour

l’aide et les Conseils constructifs qu’elle m’a apporté ainsi que les membres de Jury pour avoir

accepté d’évaluer ce travail.

Je remercie également mon encadreur industriel monsieur Abdelaziz ABOUD pour l’expérience

enrichissante et pleine d’intérêts qu’il m’a fait vivre durant la période du stage au sein de la CFTP.

Finalement je saisie cette occasion pour exprimer mes vifs remerciements à toute personne ayant

contribué, de près ou de loin, à la réalisation de ce travail.

J

Table des matières ENIB-CFTP

_______________________________________________________________________________________

Projet de fin d’étude, 2015 iv

Table des matières

Dédicace ................................................................................................................................................ i

Remerciement ..................................................................................................................................... iii

Liste des figures ................................................................................................................................. vii

Liste des tableaux ................................................................................................................................ ix

Nomenclature ....................................................................................................................................... x

Introduction générale ........................................................................................................................... 1

Chapitre I : Présentation de la société d’accueil et cadre du projet ..................................................... 2

Introduction ...................................................................................................................................... 2

I.1. Présentation de la CFTP ............................................................................................................. 2

I.1.1. Historique ............................................................................................................................ 2

I.1.2. Fiche technique .................................................................................................................... 3

I.1.3. Organigramme ..................................................................................................................... 3

I.1.4. Activité principale ............................................................................................................... 4

I.1.5. Sécurité et environnement ................................................................................................... 4

I.2. Description du processus de production .................................................................................... 4

I.2.1. Extraction ............................................................................................................................ 8

I.2.2. Procédés de Séparation ........................................................................................................ 8

I.2.3. Stockage .............................................................................................................................. 9

I.2. Problématique et projet ............................................................................................................ 10

Conclusion ...................................................................................................................................... 11

Chapitre II : Séparation cyclonique ................................................................................................... 13

Introduction .................................................................................................................................... 13

II.1. Différents types de séparation ................................................................................................ 13

II.2. Histoire de la séparation cyclonique ....................................................................................... 14

II.3. Caractéristiques géométriques d’un hydrocyclone déshuileur ............................................... 18


_______________________________________________________________________________________

Projet de fin d’étude, 2015 v

II.4. Principe et mode opératoire .................................................................................................... 20

II.5. Avantages des hydrocyclones ................................................................................................. 21

Conclusion ...................................................................................................................................... 22

Chapitre III : Etude théorique ............................................................................................................ 24

Introduction .................................................................................................................................... 24

III.1. Modèle mathématique ........................................................................................................... 24

III.1.1. Intensité de turbulence .................................................................................................... 24

III.1.2. Champ de vitesse ............................................................................................................ 25

III.1.3. Trajectoire des gouttelettes ............................................................................................. 27

III.2. Critères de performance d’un hydrocyclone ......................................................................... 30

III.2.1. Caractéristiques de l’écoulement .................................................................................... 32

III.2.2. Les Caractéristiques du flux entrant ............................................................................... 34

III.2.3. Les caractéristiques géométriques .................................................................................. 35

Conclusion ...................................................................................................................................... 36

Chapitre IV : Conception de l’hydrocyclone ..................................................................................... 38

Introduction .................................................................................................................................... 38

IV.1. Dimensionnement de l’hydrocyclone ................................................................................... 38

IV.1.1. Choix de la géométrie ..................................................................................................... 38

IV.1.2. Choix du diamètre .......................................................................................................... 43

IV.2. Conception assistée par ordinateur : CATIA ........................................................................ 44

Conclusion ...................................................................................................................................... 46

Chapitre V : Réalisation des prototypes pour test .............................................................................. 48

Introduction .................................................................................................................................... 48

V.1. Choix des prototypes et phase de préparation ........................................................................ 48

V.2. Phase de réalisation ................................................................................................................ 50

V.3. Circuit de test .......................................................................................................................... 52

Conclusion ...................................................................................................................................... 54

Chapitre VI : Conception d’une unité de séparation .......................................................................... 56


_______________________________________________________________________________________

Projet de fin d’étude, 2015 vi

Introduction .................................................................................................................................... 56

VI.1. Comparaison entre les séparateurs classiques et l’USH ....................................................... 56

VI.2. Conception de l’unité de séparation ...................................................................................... 57

VI.2.1. Calcul du nombre d’hydrocyclones nécessaires ............................................................. 58

VI.2.2. Conception de l’unité de séparation ............................................................................... 58

VI.2.3. Composants de l’unité de séparation .............................................................................. 59

VI.3. Principe de fonctionnement de l’unité de séparation ............................................................ 60

Conclusion ...................................................................................................................................... 61

Conclusion générale ........................................................................................................................... 62

Références bibliographiques .............................................................................................................. 63

ANNEXES ......................................................................................................................................... 65

Liste des figures ENIB-CFTP

_______________________________________________________________________________________

Projet de fin d’étude, 2015 vii

Liste des figures

Figure 1 : Organigramme de la CFTP .................................................................................................. 3

Figure 2 : Processus de production et de stockage du pétrole brut dans la CFTP ............................... 5

Figure 3 : Etapes de la production de la CFTP .................................................................................... 5

Figure 4: Processus de production ....................................................................................................... 7

Figure 5: Puits activé par pompage à balancier ................................................................................... 8

Figure 6: Séparateurs horizontaux : S101 et S103 ............................................................................... 9

Figure 7: Séparateurs verticaux : B301 et B401 .................................................................................. 9

Figure 8: Les bacs de stockage .......................................................................................................... 10

Figure 9 : Classification des hydrocyclones par rapport aux différentes techniques de séparation ... 14

Figure 10 : Cyclone dépoussiéreur..................................................................................................... 15

Figure 11 Hydrocyclones pour séparation solide-liquide ................................................................. 16

Figure 12 Hydrocyclone pour séparation pétrole-eau ....................................................................... 18

Figure 13 : Géométrie d’un hydrocyclone déshuileur ...................................................................... 19

Figure 14 : Différentes trajectoires d’une particule .......................................................................... 20

Figure 15 : Les différents écoulements dans un hydrocyclone ......................................................... 21

Figure 16 : Modèle de la trajectoire d’une gouttelette de pétrole ...................................................... 28

Figure 17 : Bilan de forces appliquées sur une gouttelette de pétrole dans la direction axiale ......... 29

Figure 18 : Facteurs affectant les performances d’un hydrocyclone ................................................. 31

Figure 19 : Variation typique de l’efficacité en fonction du débit volumique .................................. 32

Figure 20 : Variation typique de l’efficacité en fonction du rapport de fractionnement de débit .... 33

Figure 21 : Géométrie de l’hydrocyclone déshuileur ........................................................................ 38

Figure 22 : Effet du diamètre de référence de l’hydrocyclone sur l’efficacité de séparation ........... 43

Figure 23 : Hydrocyclone déshuileur de ��= 30 mm ........................................................................ 45 Figure 24 : L’entrée tangentielle de l’hydrocyclone .......................................................................... 45

Figure 25 : Hydrocyclone déshuileur de en céramique �� = 30 mm ................................................. 46 Figure 26 : Les trois gabarits en bois ................................................................................................. 48

Figure 27 : Matières premières utilisées dans la réalisation .............................................................. 49

Figure 28 : Fibres de verre ................................................................................................................. 50

Figure 29 : L’étape 4 de la réalisation ................................................................................................ 51

Liste des figures ENIB-CFTP

_______________________________________________________________________________________

Projet de fin d’étude, 2015 viii

Figure 30 : l’hydrocyclone semi-fini après l’étape 7 ......................................................................... 51

Figure 31 : Les 3 prototypes obtenus sans tubes d’échappement ...................................................... 52

Figure 32 : Circuit de test ................................................................................................................... 53

Figure 33 : L’unité de séparation ....................................................................................................... 58

Figure 34 : L’intérieur de l’unité de séparation ................................................................................. 59

Figure 35 : Les composants de l’unité de séparation ......................................................................... 60

Figure 36 Principe de fonctionnement ............................................................................................... 61

Figure 37 : Dessin technique de l’hydrocyclone de Dc= 30 mm ....................................................... 66 Figure 38 : Dessin technique de l’USH ............................................................................................. 67

Figure 39 : Rapport journalier du 04/05/2015 ................................................................................... 68

Figure 40 : Quelques données sur les puits de la CFTP..................................................................... 69

Liste des tableaux ENIB-CFTP

_______________________________________________________________________________________

Projet de fin d’étude, 2015 ix

Liste des tableaux

Tableau 1: Fiche technique de la CFTP ............................................................................................... 3

Tableau 2 : Différentes géométries d’un hydrocyclone déshuileur ................................................... 39

Tableau 3 : Caractéristiques des puits de la CFTP............................................................................. 40

Tableau 4 : Résultats des expériences appliquées sur des hydrocyclones déshuileurs ...................... 41

Tableau 5 : Caractéristiques du mélange pour les puits de la CFTP .................................................. 42

Tableau 6 : Géométrie de Colman et Thew ....................................................................................... 42

Tableau 7 : Les dimensions de l’hydrocyclone à concevoir .............................................................. 44

Tableau 8 : Matières premières utilisées ............................................................................................ 49

Tableau 9 : Désignation des équipements .......................................................................................... 53

Tableau 10 : Comparaison des séparateurs ........................................................................................ 57

Nomenclature ENIB-CFTP

_______________________________________________________________________________________

Projet de fin d’étude, 2015 x

Nomenclature

�� Aire de la section transversale de diamètre �� Aire de la section transversale de l’entrée de l’hydrocyclone

� Coefficient de trainée

� Concentration du pétrole à l’entrée

�� Concentration du pétrole à la sortie inférieure

� Concentration du pétrole à la sortie supérieure �� Diamètre caractéristique de l’hydrocyclone �� Diamètre dans une position z � Pression à l’entrée �� Pression à la sortie inférieure � Pression à la sortie supérieure � Débit volumique à l’entrée �� Débit volumique à la sortie inférieure � Débit volumique à la sortie supérieure �� Rayon caractéristique �� Nombre de Reynold dans une position z �� Rayon dans une position z �� Moment maximal de la vitesse tangentielle �� Vitesse axiale moyenne au diamètre caractéristique �� Vitesse axiale moyenne dans une position z �� Vitesse radiale d’une gouttelette de pétrole �� Vitesse de sédimentation d’une gouttelette de pétrole �� Vitesse axiale d’une gouttelette de pétrole �� Vitesse tangentielle d’une gouttelette de pétrole �� Diamètre d’une gouttelette de pétrole �� Position radiale à partir de laquelle le flux inversé prend lieu � Vitesse de glissement d’une gouttelette de pétrole

Nomenclature ENIB-CFTP

_______________________________________________________________________________________

Projet de fin d’étude, 2015 xi

�� Vitesse de glissement d’une gouttelette de pétrole dans la direction radiale �� Vitesse de glissement d’une gouttelette de pétrole dans la direction axiale g Accélération de la pesanteur

PDR Rapport de chute de pression

Rapport de fractionnement du débit ! Vitesse axiale � Vitesse radiale " Vitesse tangentielle

Lettres grecques

#� Viscosité dynamique de la phase continue (eau) $� Densité de la phase continue (eau) $� Densité de la phase dispersée (pétrole) % Intensité de turbulence & Angle entre la section conique et la ligne médiane ' Efficacité de séparation de l’hydrocyclone

Abréviations

CFTP Compagnie Franco-Tunisienne des pétroles

CP Centre de production

TPS Thyna Petroleum Services

USH Unité de séparation composée d’une série d’hydrocyclones

1

Introduction générale

lusieurs industries emploient dans leurs processus des procédés de séparation afin d’obtenir

un produit spécifique. En particulier, les industries pétrolières ont toujours besoin de

séparer différents mélanges pour obtenir le pétrole. Ces industries essayent constamment

d’améliorer leurs techniques de séparations. Dans le même cadre d’amélioration, ils cherchent

continuellement à trouver les méthodes qui leurs permettent d’être au courant des spécifications de

leurs puits.

Dans ce cadre, la compagnie franco-tunisienne des pétroles projette d’employer une nouvelle

technologie de séparation pour tester ses puits en vue de mieux connaître leurs caractéristiques. La

CFTP veut remplacer les techniques de séparation classiques par gravitation par une technique de

séparation par centrifugation en utilisant des hydrocyclones dans le but de séparer le pétrole de

l’eau. C’est dans ce contexte que s’inscrit le travail réalisé au cours de mon stage de fin d’études.

On m’a confié la mission de d’étudier et concevoir un hydrocyclone pour tester les puits marginaux

dont la teneur en pétrole est faible. Cette mission est une première partie d’un grand projet de

réalisation.

Le présent rapport obéit à la structure suivante : dans un premier temps, nous présentons

l’organisme d’accueil, et nous positionnons le projet dans son cadre général. La deuxième partie est

consacrée à une étude bibliographique exhaustive des séparateurs en général et des hydrocyclones

en particulier. La troisième partie est dédiée à l’étude théorique des hydrocyclones et des différents

paramètres influant sur leur performance. La quatrième partie porte sur le dimensionnement et la

conception d’un hydrocyclone. Dans la cinquième partie, on présente et on détaille les étapes de la

réalisation des prototypes. Nous finissons le travail par une étude de l’adaptation de l’appareil pour

le processus de production. Le rapport s’achève par une conclusion générale.

P

Chapitre I : Présentation de la société d’accueil et cadre

du projet

Chapitre I : Présentation de l’entreprise et Problématique ENIB-CFTP

Projet de fin d’études, 2015 2

Chapitre I : Présentation de la société d’accueil et cadre du projet

Introduction

Ce projet est réalisé en coopération avec la société Compagnie Franco-Tunisienne des

pétroles. Dans ce chapitre, nous commençons dans une première partie par la présentation de

l’entreprise et dans une seconde partie, on aborde le cadre du projet et sa problématique.

I.1. Présentation de la CFTP

I.1.1. Historique

La compagnie Franco – Tunisienne des pétroles est une compagnie pétrolière on shore

semi-étatique dont «SPYKER ENERGY » est le deuxième partenaire Français.

Le champ a été découvert en 1971 et son exploitation a commencé réellement depuis Mai

1972, jusqu’à en arriver à quarante-sept puits, sa part actuelle dans le contenu pétrolier

tunisien présente environ 2%.

Le champ pétrolier exploité, situé à Sidi El Itayem Sfax, est constitué par :

• Un centre de production qui comporte ; une unité pour la réinjection de l’eau de

gisement, une unité de séparation ainsi qu’une station d’expédition

• 47 puits (SIT) dont 21 sont en production et 4 sont utilisés comme des puits poubelles

pour réinjection de l’eau salée



I.1.2. Fiche technique

Tableau 1: Fiche technique de la CFTP

Raison sociale Compagnie Franco-Tunisienne des Pétroles (CFTP)

Forme juridique Société anonyme semi- étatique

Adresse du siège Rue de constance les berges du lac-Tunis

Adresse du champ Route Manzel Chaker Km 25-Sfax

Capital propre 200.000 DT

Effectif du personnel 97 personnes distribuées comme suit : 19 personnes à Tunis

et 78 à Sfax réparties comme suit : 12,4% hauts cadres,

37,1%cadres moyens et 50,5 % agents d’exécution

Produit fini Pétrole brut, prestation de service (Expédition)

Président directeur général Mr. Mohamed Habib ZGOLLI

I.1.3. Organigramme

La structure organisationnelle de la société est fondée selon l’organigramme ci-dessous qui

présente les relations hiérarchiques entre les différents départements de la société.

Figure 1 : Organigramme de la CFTP



I.1.4. Activité principale

La CFTP est une compagnie pétrolière qui est spécialisée dans l’extraction du pétrole brut

en effectuant des travaux de forage. Cette activité génère des bénéfices substantiels au trésor

public tunisien et aux associés. La production de la CFTP est une production massive qui

n’est pas basée sur l’analyse des quantités demandées par le marché, et ceci revient au fait de

la grande augmentation de la consommation mondiale de ce type d’énergie.

I.1.5. Sécurité et environnement

La CFTP donne beaucoup d’importance à ce thème pour protéger le personnel, le matériel

et l’environnement.

La sécurité du personnel est assurée par :

• Une tenue formée d’un casque, des gants, des chaussures,

• Des consignes de sécurité à suivre lors d’un travail sur puits,

• Une bonne documentation sur les problèmes de manutention,

• Une installation d’alarme pour informer le personnel s’il y a fuite d’un gaz toxique

dans l’environnement de la CFTP

• Les puits pompés sont entourés par une barrière pour protéger l’exécutant et le

matériel

Afin d’assurer la protection de l’environnement, la CFTP a choisi de suivre des stratégies

exigeantes :

• Exploitation du gaz torché pour la production de l’énergie électrique via des micros

turbines

• L’eau de gisement produite lors de la séparation sera injectée dans les puits injecteurs

et non pas en nature

• Tout terrain pollué par le pétrole est traité par des produits appropriés ayant pour rôle

d’accélérer la biodégradation des sols pollués par des hydrocarbures

• Présence de gammes de nettoyage

I.2. Description du processus de production

Une photographie de l’unité de production et de stockage de la CFTP est donnée dans la figure 2



Figure 2 : Processus de production et de stockage du pétrole brut dans la CFTP

Le processus de production du pétrole à la CFTP peut être décrit de façon simplifiée par le

diagramme ci-dessous :

Extraction

Après extraction, le pétrole brut provenant des puits subit une opération de séparation pour

que l’on débarrasse des quantités de gaz et d’eau qui l’accompagnent. Il est acheminé après

vers les bacs de stockage (T101 et T102). Il est enfin expédié vers le port pétrolier de Skhira.

Le pompage est assuré par la pompe EMESCO.

Extraction

Gaz

vers Turbine

Pétrole

Stockage

Eau

Puit injecteurs

Séparation

Figure 3 : Etapes de la production de la CFTP



Le pétrole brut provenant des tiers (sociétés TPS et PETROFAC) est aussi stocké dans les

mêmes bacs de stockage. L’eau issue du séparateur S103 et des deux ballons tampons 301 et

401 est stocké dans le bassin d’écrémage afin d’effectuer la dernière étape de récupération de

pétrole flottant à la surface. L’eau est caractérisée par une haute salinité, l’eau dégagé est

traitée et enfin pompée aux puits injecteurs par l’intermédiaire de la pompe CENTRILIFT à

un débit très élevé. Ces différentes étapes du processus sont illustrées dans la figure 4.

Chapitre I : Présentation de l’entreprise et Problématique

Projet de fin d’études, 2015

: Présentation de l’entreprise et Problématique

Projet de fin d’études, 2015

Figure 4: Processus de production

ENIB-CFTP

7



I.2.1. Extraction

L’extraction du pétrole brut se fait par pompage à balancier (figure 5). Dans ce cas, les puits

sont appelés des puits pompés.

Figure 5: Puits activé par pompage à balancier

Après extraction, l’effluent d’un ensemble de puits (entre 3 et 7 puits) est dirigé dans des

Manifolds (collecteurs). Les Manifolds sont des ensembles de conduites et de vannes servant

à diriger l’effluent vers le centre de production tout en ayant l’option de choisir le circuit et le

nombre de puits.

I.2.2. Procédés de Séparation

Après extraction, l’effluent sera acheminé vers les séparateurs. Le principe de séparation est

basé sur la différence de densité des constituants ( $�( > $�é��+, > $-�� ) Cette opération se fait dans un temps déterminé appelé temps de séjour qui varie de 2 à 10

minutes, et une pression bien définie appelée pression de séparation qui varie entre 3 et 3.5

bar.

Il existe deux types de séparateurs :

• Séparateur horizontal

Il comporte deux compartiments séparés par une cloison. Chacun contient un capteur de

niveau qui permet de garder le niveau du produit dans un intervalle fixé d’avance.

On dispose dans le champ de deux séparateurs horizontaux : S101 et S103 (1er étage de

séparation) (figure 6).



Figure 6: Séparateurs horizontaux : S101 et S103

• Séparateur vertical :

Deux séparateurs verticaux (ballons tampons) : BT301 et BT401 sont présents qui

permettent d’effectuer une deuxième séparation du mélange (riche en pétrole issue du 1er

étage de séparation). Ces deux séparateurs constituent le 2ème étage de séparation (figure 7).

Figure 7: Séparateurs verticaux : B301 et B401

I.2.3. Stockage

Le stockage se fait dans deux réservoirs installés au CP (Centre de Production) :T101 et T102

(figure 8).



Figure 8: Les bacs de stockage

Chaque bac de stockage est équipé de :

• Un indicateur de niveau statique : C’est une règle graduée suivant la hauteur sur

laquelle on peut lire le niveau du brut existant. Le système est basé sur un flotteur à

l’intérieur du réservoir lié à une masse qui glisse sur le long de la règle par un fil.

Deux capteurs de niveaux sont fixés sur l’extrémité de la règle. Lorsque le niveau

atteint un niveau seuil, la masse, à cause de son poids, déclenche le capteur qui lance

une alarme à la salle de contrôle.

• Une ouverture pour la jauge : deuxième vérification du niveau.

• Un circuit d’incendie : c’est une conduite de sécurité en cas d’incendie.

• Une conduite d’entrée du pétrole brut.

• Une jauge de niveau : c’est un tube en verre qui indique le niveau d’eau à purger.

• Une conduite de déchargement : c’est une ligne de sortie de brut pour l’expédition.

I.2. Problématique et projet

La CFTP dispose de plusieurs puits marginaux c'est-à-dire des puits dont la teneur en

pétrole est très faible par rapport à l’eau. Ces puits possèdent des caractéristiques différentes

(température, pression, débit...). Les effluents sortant de ces puits se regroupent dans des

collecteurs (Manifold). Par la suite, l’effluent obtenu est expédié vers le centre de production.

Lors de l’exploitation des puits pétroliers, une connaissance de leurs paramètres ainsi que

leurs suivis s’avère crucial pour l’optimisation de la production. Le suivi de ces puits

s’effectue à travers des séparateurs horizontaux de test qui sont au nombre de 4.



Les majeurs problèmes rencontrés avec ces séparateurs sont causés par le fait qu’ils sont mal

équipés, surdimensionnés par rapport aux débits actuels des puits et difficiles à déplacer d’un

collecteur à un autre. Il est donc nécessaire d’envisager une autre solution. La solution

proposée à travers ce projet consiste à concevoir un nouveau type de séparateur pour test

adapté aux paramètres des puits marginaux de Sidi el Itayem, Sfax. Le séparateur doit être peu

encombrant et de petite taille pour faciliter son déplacement. C’est un séparateur de type

cyclone pour séparation liquide-liquide. De plus, la CFTP envisage d’employer cette

technologie dans le CP en l’intégrant dans le processus de production si elle prouve sa réussite

au niveau des tests des puits.

Afin d’atteindre les objectifs du projet, on a adopté une démarche qui passe par 5 phases :

1. Phase 1 : Une étude bibliographique exhaustive des séparateurs en général et des

hydrocyclones en particulier.

2. Phase 2 : Une étude théorique des hydrocyclones et des différents paramètres influant

sur leur performance.

3. Phase 3 : Dimensionnement et conception d’un hydrocyclone primaire basé sur les

modèles théoriques.

4. Phase 4 : Réalisation des prototypes.

5. Phase 5 : Adaptation de l’appareil pour le processus de production.

Conclusion

Dans ce chapitre, on a présenté au début l’entreprise d’accueil et on a décrit de façon assez

détaillée son processus de production pétrolière. Pour répondre aux problèmes rencontrés au

niveau de la phase de séparation des effluents, on nous a confié la tâche d’étudier et de

concevoir un nouveau séparateur de type cyclonique. On a présenté dans ce chapitre les

phases par lesquelles devraient passer notre étude et on présente dans les chapitres qui suivent

tout le travail qui a été fait.

Chapitre II : Séparation cyclonique

Chapitre II : Séparation cyclonique ENIB-CFTP


Chapitre II : Séparation cyclonique

Introduction

Avant d’entamer tout travail de modélisation et de conception, il est indispensable de bien

définir et puis décrire l’objet qu’on étudie. Ce chapitre est consacré dans une première partie à

la présentation des différents types de séparation puis, dans une deuxième partie, à la

présentation détaillée de l’outil de séparation qu’on traite dans notre projet, l’hydrocyclone.

II.1. Différents types de séparation

Plusieurs secteurs industriels appliquent, dans leurs procédés, des opérations unitaires de

séparation. Parmi ces industries on cite principalement : l’industrie agroalimentaire,

l’industrie chimique, l’industrie pétrolière, les scieries, les stations d'épuration et de

dépollution des eaux, la minéralurgie, l’hydrométallurgie, le dépoussiérage...etc.

On peut faire la distinction entre deux grandes familles dans les procédés de séparation :

� Les procédés de séparation par diffusion : extraction, distillation, évaporation,

sublimation, chromatographie, séparation par filtre chimique (charbon actif,

osmoseur...).

� Les procédés de séparation mécanique (dans le sens large du terme) : séparation

gravitaire (décantation, floculation...) et/ou inertielle (par exemple les centrifugeuses,

dans les séparateurs cyclones ou les essoreuses), filtration par milieu poreux ou par

filtre physique (à l'aide d'une grille, d'un tamis, ou d'un filtre...).

Dans notre cas on s’intéresse à la centrifugation qui appartient à la famille des procédés de

séparation mécanique. Cette séparation s’effectue à travers l'action d'un champ centrifuge.

Les séparateurs centrifuges peuvent être classés en deux catégories :

• Les séparateurs statiques : dans ce type de séparation, le châssis du séparateur est

fixe, et c'est uniquement le mélange à séparer qui est soumis à un mouvement

rotationnel (généré par injection tangentielle du fluide par exemple...).

• Les séparateurs dynamiques : c'est le châssis du séparateur ou une composante de

ce dernier qui est soumise à la rotation, et qui induit le mouvement tourbillonnaire

dans le mélange d'intérêt. C'est le cas des écrémeuses.



Dans ce projet on s’intéresse à la séparation par cyclones qui fait partie de séparateurs par

centrifugation statiques (figure 9).

Figure 9 : Classification des hydrocyclones par rapport aux différentes techniques de

séparation

Les séparateurs cycloniques sont parmi les appareils les plus utilisés pour la séparation des

particules fluides ou solides grâce à l'utilisation de la force centrifuge. Ces appareils ont été

largement utilisés dans divers domaines, notamment dans le secteur pétrochimique, les

industries de la chimie, les mines, les produits pharmaceutiques et alimentaires.

Bien que le terme cyclone corresponde aux différents cas de séparation entre phases, le terme

hydrocyclone est particulièrement utilisé lorsque l’une des phases à séparer est liquide.

II.2. Histoire de la séparation cyclonique

Premier cyclone (séparation solide-gaz)

L’idée de l’utilisation des forces centrifuges comme moyen de séparation a été conçue pour

la première fois pour épurer l’air en le séparer des poussières qu’il contient. En 1885, la

compagnie Knickerbocker a obtenu le premier brevet pour ce type d’appareil (cyclones d’air).

Dans la figure 10 est illustré un exemple de ces cyclones dépoussiéreurs assurant une

séparation solide-gaz.



Figure 10 : Cyclone dépoussiéreur [1]

Premier hydrocyclone solide-liquide

En 1891 E. Bretney a obtenu le premier brevet pour les hydrocyclones. L’hydrocyclone

conçu est le précurseur des dessableurs qui sont utilisés pour la séparation sable-eau dans les

systèmes à eau pressurisé. L’hydrocyclone de Bretney est caractérisé par une entrée

d’alimentation inclinée vers le bas dans le corps principal. Ce premier hydrocyclone a ouvert

la voie à d’autres conceptions de meilleure qualité. La figure 11 présente un exemple

d’hydrocyclone pour la séparation solide-liquide.



Figure 11 Hydrocyclones pour séparation solide-liquide [2]

Premier usage industriel de l’hydrocyclone

Entre 1891 et 1939 un nombre de brevet a été accordé à des recherches scientifiques

concernant les hydrocyclones mais peu d’entre eux ont eu un essor commercial. Les premiers

hydrocyclones utilisés dans un cadre industriel pour un but commercial sont ceux installés

dans les champs d’exploitation minière de phosphates américains en 1914.

Evolution de l’hydrocyclone

La période la plus fructueuse pour le développement des hydrocyclones est comprise entre

1939 et 1948. Pendant cette période, l’utilisation des hydrocyclones dans les préparations de

charbon a été développée par M.G Driessen de la compagnie DSM. L’application principale

étudiée durant cette période est la déshydratation du sable et la séparation de ce dernier du

charbon. Beaucoup de brevets ont été accordé à Driessen qui a publié plusieurs articles

spécialisés. Ces articles ont beaucoup attiré l’attention pour la commercialisation des

hydrocyclones. En 1944, la compagnie d’investissement de Humphrey s’est basée sur les

articles de Driessen pour développer la « Humphrey centrifuge ». C’est le premier

hydrocyclone commercial avec des caractéristiques techniques particulières adaptées aux

procédés de déshydratation des boues minérales.



Pendant toute cette période aucun intérêt n’a été accordé à l’idée de concevoir un cyclone

pour la séparation liquide-liquide. Il fallait attendre jusqu’au 1967 pour que les recherches

scientifiques s’orientent enfin à ce type de cyclones.

Premier hydrocyclone liquide-liquide

À la suite de l'accident Torrey Canyon [ Déversement de 120 000 tonnes de pétrole du

navire Torrey Canyon suite a son naufrage sur la côte sud-ouest du Royaume-Uni en 1967],

les leaders académiques et de l'industrie ont appelé à intensifier les recherches sur le

nettoyage de la marée noire. Cet événement a poussé M.T.Thew et ses équipes de spécialistes

en mécanique des fluides de l’Université de Southampton à tester la possibilité d'utiliser des

hydrocyclones pour séparer des mélanges pétrole-eau.

En 1968, leurs premiers tests ont montré que, contrairement aux convictions antérieures, les

hydrocyclones pourraient fournir une séparation adéquate si certains paramètres de géométrie

et de conception sont établis.

En 1970, l'équipe de Southampton a commencé un programme d’une période de huit ans de

recherche et développement financé par l'industrie et par la SERC (Science and Engineering

Research Council). En 1978, les premiers brevets d'hydrocyclones de Southampton ont été

déposés par le groupe britannique de technologie.

Commercialisation de l’hydrocyclone liquide-liquide

En 1983, la technologie de séparation liquide-liquide par les hydrocyclones de Southampton

était licenciée à deux sociétés pour le développement commercial.

Pendant les années 1990, l’hydrocyclone déshuileur (séparation pétrole-eau) avait conquis

l’industrie du pétrole au dépit des autres techniques de séparation et c’est grâce à ses multiples

avantages. La figure 12 présente un exemple d’hydrocyclone pour la séparation pétrole-eau.



Figure 12 Hydrocyclone pour séparation pétrole-eau [3]

II.3. Caractéristiques géométriques d’un hydrocyclone déshuileur

Les hydrocyclones liquide-liquide sont composés principalement de cinq sections

principales (figure 13) qu’on décrit dans ce qui suit :

1. Entrée de l’hydrocyclone

La section d'entrée est constituée d'une chambre d'alimentation généralement cylindrique par

laquelle on assure l’entrée tangentielle de l’effluent liquide à séparer.

La conception et le dimensionnement de la section d’entrée est très critique pour réaliser une

séparation assez efficace. En effet la génération de l’effet centrifuge et l’intensité des

turbulences en dépendent.

2. Sortie supérieure de l’hydrocyclone (sortie du pétrole)

La fraction la moins dense séparée quitte l’hydrocyclone à travers la sortie supérieure. Cette

fraction légère est constituée principalement du pétrole et d’un faible pourcentage d’eau.



3. Section cylindrique

Une section cylindrique est nécessaire dans un hydrocyclone pour assurer une génération

correcte du champ centrifuge. En effet, cette section permet d’éviter les cisaillements en aval

de l’entrée et de réduire ainsi les pertes de charges.

4. Deux sections coniques

L’hydrocyclone contient deux sections coniques. Comparée à la deuxième, la première

section conique présente une hauteur inférieure et un angle plus élevé. Alors que la première

joue le rôle d’accélérer le courant tourbillonnaire, la deuxième permet d’augmenter le temps

de résidence sans trop amortir le flux tourbillonnant ce qui permet enfin d'augmenter les

chances de séparer plus de gouttelettes.

5. Tube d’échappement (sortie de l’eau)

Un tube d’échappement prolongé connecté à la dernière section conique permet d’augmenter

le temps de résidence et de séparer les gouttelettes fines qui ont échappé à la séparation par

l’effet centrifuge dans les régions supérieures. Un tube d’échappement trop long peut affecter

la compacité de l’hydrocyclone.

La géométrie de base d’un hydrocyclone déshuileur est détaillée dans la figure 13.

Figure 13 : Géométrie d’un hydrocyclone déshuileur [4]



II.4. Principe et mode opératoire

Un fluide sous pression est administré à travers une entrée tangentielle dans un corps

cylindrique. Le fluide développe ainsi un système de tourbillon (mouvement rotationnel

intense). Dans ce système, le mélange est soumis à la force centrifuge qui tend à le pousser

vers les parois du cylindre. De ce fait un gradient de pression va se créer. Ce gradient

s’affaiblit en s’approchant du centre du cylindre. Il génère une force qui s’oppose à la force

centrifuge. Une particule du mélange est soumise donc à ces deux forces (la force de gravité

est négligeable par rapport à ces forces). Par conséquent elle peut suivre trois trajectoires

possibles (figure 14).

Figure 14 : Différentes trajectoires d’une particule [5]

Donc l’eau qui a une plus grande densité que le pétrole se dirige vers les parois tandis que ce

dernier se dirige vers le centre. L’eau va se diriger vers la sortie inferieure et les gouttelettes

de pétrole vont coalescer en tournant aux alentours du centre, formant ainsi un autre tourbillon

qui prend le chemin vers la sortie supérieure.

Les mécanismes d’écoulement dans les hydrocyclones sont relativement compliqués. Une

perturbation dans la stabilité du vortex (tourbillon) peut nuire à l’efficacité de séparation. La

figure 15 illustre les comportements dynamiques de l’eau et du pétrole dans un hydrocyclone.



Figure 15 : Les différents écoulements dans un hydrocyclone [6]

II.5. Avantages des hydrocyclones

L’utilisation des hydrocyclones permet de bénéficier de plusieurs avantages qui sont

principalement: la simplicité (l’hydrocyclone n’a pas de pièces mobiles), la compacité et le

faible besoin d’espace par rapport aux autres systèmes de séparation traditionnels. Pour les

hydrocyclones, L’option d’agrandir la capacité est facilement disponible (en ajoutant un

hydrocyclone en parallèle). Ce qui est très important puisque les champs pétrolifères au fur du

temps deviennent matures et la teneur en eau augmente.

Lors de leur fonctionnement, les hydrocyclones sont insensibles au mouvement et à

l’orientation, ils effectuent la séparation en quelques secondes et n’ont pas généralement

besoins de produits chimiques. Par contre, les séparateurs classiques sont sensibles à

l’orientation, utilisent des produits chimiques très couteux et le temps nécessaire pour la

séparation est élevé. De plus, les hydrocyclones nécessitent peu de maintenance.



Conclusion

Ce chapitre a été consacré à présenter les différents types de séparation tout en mettant

l’accent sur l’évolution chronologique des techniques utilisées. Une description détaillée et

assez approfondie des hydrocyclones a été par suite faite. Pour encore mieux assimiler le

problème on présente dans le chapitre suivant une étude théorique, indispensable avant

d’entamer notre travail de modélisation et de conception.

Chapitre III : Etude théorique

Chapitre III : Etude théorique ENIB-CFTP


Chapitre III : Etude théorique

Introduction

Le comportement d’un fluide dans un hydrocyclone est décrit par les équations de Navier-

stokes. En régime turbulent (nombre de Reynolds très élevé) ces équations sont très

complexes et difficile à résoudre.

Pour cette raison, plusieurs modèles mathématiques basés sur les expériences ont été proposés

pour la résolution de ces équations. Cependant, ces modèles se basent sur plusieurs

hypothèses simplificatrices négligeant des phénomènes affectant considérablement les

performances de l’hydrocyclone tels que la fragmentation, la coalescence et la distribution des

gouttelettes ainsi que la taille et la déformation d’une seule gouttelette. Afin de remédier à ce

problème, on a proposé par suite des modèles avec des facteurs de correction issus de

plusieurs expériences. Parmi ces modèles améliorés par des résultats expérimentaux, on cite le

modèle de Sina et al. (2012) [7] qu’on reprend dans ce qui suit.

III.1. Modèle mathématique

III.1.1. Intensité de turbulence

L’intensité de turbulence est définie comme le rapport entre le moment tangentiel et le

moment total dans une position axiale spécifique :

% = 20$� 1 !"� ��2�30$��4��4 (1)

J. C. Caldentey et al. (2001) ont développé une corrélation d’intensité de turbulence qui

prend en considération le semi angle, entre la section conique et la ligne médiane (&). La corrélation donnée par l’équation (1) a été développé en se basant sur les résultats des

expériences faites pour les petits semi angles (0° < & < 0.75°). Cependant une bonne prédiction a été aussi obtenue pour les angles & = 3°.

% = 1,48 9�� :4;3,1 + 1,2 tan>&)3,DE)�F:GD4H9 IJIKLMN;

O,PQG D2RHO,STG ��HO,UVDW4 XYZ>[)O,S\]^ (2)



Le nombre de Reynolds est défini de la même façon que pour un écoulement dans un tube.

Cependant, il se réfère à une position axiale donnée le long du cône :

�� = $��#� (3) Avec $� et #� sont respectivement la densité et la viscosité de la phase continue (eau). III.1.2. Champ de vitesse

L’intensité de turbulence est liée par définition aux vitesses locales tangentielles et axiales.

Par conséquent, on suppose qu’une fois l’intensité de turbulence est prédite pour une position

axiale spécifique, on peut l’utiliser pour déterminer les profils de vitesse. Les équations

permettant de calculer les vitesses radiale, axiale, et tangentielle sont données dans les

sections suivantes.

III.1.2.1. Vitesse tangentielle

Les expériences faites par Algifri et al. (1988) et Gomez (2001) ont montré que la vitesse

tangentielle est combinaison du vortex forcé près de l’axe de l’hydrocyclone et le vortex libre

dans la région de la paroi extérieure. En négligeant les effets de bord, le profil de la vitesse

tangentielle est donné par l’équation suivante :

"�� =��

_1 − �a:bG �2JH\cd (4) Avec :

" La vitesse tangentielle locale. �� La vitesse axiale moyenne au diamètre caractéristique. � La position radiale. �� Le rayon de référence. �� Le moment maximal de la vitesse tangentielle. e Détermine la position radiale à laquelle la vitesse tangentielle maximale est produite. Les expressions suivantes sont obtenues par Caldentey et al. (2002) suite à plusieurs

expériences.



�� = Ω (5) e = 49,7Ω:D,E (6)

III.1.2.2. Vitesse axiale

Dans un écoulement tourbillonnaire, le mouvement tangentiel donne lieu à des forces

centrifuges qui ont tendance à pousser le fluide vers la région extérieure. Ce changement va

entrainer une réduction de la vitesse axiale à proximité de la ligne médiane et quand

l’intensité de turbulence est suffisamment forte, le phénomène de flux inversé peut se

produire près de l’axe. Le phénomène de flux inverse favorise la séparation des fluides de

différentes densités.

Les expériences ont montré que le profil de la vitesse axiale est de forme polynomiale

(Gomez 2001). Pour déterminer ce profil, un polynôme de 3éme degré est employé avec des

conditions aux limites.

!>�) = hD�= + h4�4 + h=� + hi (7)

Les conditions aux limites sont :

!>� = �) = 0 (La vitesse et nulle sur les parois). !>� = ��) = 0 (La vitesse est nulle dans la position du flux inversé �� ).

k(>�l3)k� = 0 (La vitesse est symétrique autour de l’axe).

20$ 1 !>�)�� = mn = !��ρ0�423 (L’équation de conservation de masse). La résolution de ce système conduit aux équations suivantes :

!�� =2 9 ��;

= − 3 9 ��;4 + 0,8 + 1 (8)

Avec

= 9�� ;4 _3 − 2 9�� ;d − 0,8



L’application de l’équation suivante (proposé par Gomez 2001) montre que le profil de la

vitesse axiale est uniquement fonction de l’intensité de turbulence :

�� = 0,3Ω3,=p (9)

III.1.2.3. Vitesse radiale

La vitesse radiale de la phase continue est très petite et elle a été négligée dans plusieurs

études. Dans notre cas, pour suivre la position des gouttelettes dans les sections, conique et

cylindrique, l’équation suivante est utilisée pour déterminer le profil de la vitesse radiale.

Cette équation est proposée par Wolbert et al. (1995) en utilisant les conditions aux limites

proposées par Kelsall (1952).

� = − �� ! tan>&) (10)

On peut voir que le profil de la vitesse radiale � est une fonction de la vitesse axiale ! et des paramètres géométriques.

Dans le cas particulier des sections cylindriques, où tan (&) = 0 , la vitesse radiale est nulle. III.1.3. Trajectoire des gouttelettes

Dans le modèle proposé, l’efficacité de séparation est déterminée en se basant sur la

trajectoire des gouttelettes de pétrole dans la phase continue (eau). Le modèle de la trajectoire

des gouttelettes est basé sur l’approche lagrangienne dans laquelle une gouttelette simple est

tracée dans la phase continue. Il utilise le champ de l’écoulement tourbillonnaire de la phase

continue (présenté dans la section précédente) pour déterminer le mouvement des gouttelettes

de pétrole. La figure 16 présente un schéma du modèle physique. Une gouttelette est montrée

à deux instants différents q et q + �q, une gouttelette de pétrole se déplace hélicoïdalement avec une vitesse radiale ��, une vitesse tangentielle �� et une vitesse axiale ��. Dans la direction tangentielle, la vitesse des gouttelettes est la même que la vitesse de la phase

continue. Par conséquent, la trajectoire des gouttelettes est présentée seulement en deux

dimensions r et z.



Figure 16 : Modèle de la trajectoire d’une gouttelette de pétrole

Lors d’un temps différentiel �q, la gouttelette se déplace avec une vitesse �� = k�k� dans la direction radiale, �� = " dans la direction tangentielle et �� = k�k� dans la direction axiale. En combinant ces équations on obtient l’équation suivante pour le déplacement des

gouttelettes :

�r�� =�r�q��q

= ��

⇒ r = t �� (11) Les vitesses absolues de la gouttelette dans la direction axiale et radiale sont données

respectivement par :

�� = ! − �� = � + ��

En les substituant dans l’équation (11) on obtient l’équation suivante :

r = u 9! − �� + ��; ∆��l�D

�l�4 (12)



Les vitesses de glissement relatives �� et �� peuvent être déterminées en effectuant un bilan des forces exercées sur une gouttelette de pétrole comme schématisé dans la figure 17.

Figure 17 : Bilan de forces appliquées sur une gouttelette de pétrole dans la direction axiale

On obtient l’équation suivante :

12 $�� 0��4

4 � = V$� − $�]w 0��=

6 (13)

En résolvant la dernière équation pour la vitesse de glissement axiale, on obtient :

�� = _4V$� − $�]��3$y� dw� (14)

Un bilan des forces appliqué sur une gouttelette dans la direction radiale donne :

12 $�� 0��4

4 � = V$� − $�] "4

� 0��=

6 (15)

La composante radiale de la vitesse de glissement est dérivée de l’équation précédente. Son

expression est comme suit :

�� = _4V$� − $�]��3$�� d1�

"4� (16)



Le coefficient de traînée dans cette équation est exprimé par :

� = 0,36 + 24�� + 5,48��:3,Ep= Le nombre de Reynolds est définit en se basant sur la viscosité de l’eau, la vitesse de

glissement et le diamètre de la gouttelette de pétrole par :

�� = $��#� La vitesse de glissement est la vitesse résultante des vitesses de glissement radiale et axiale.

Elle est calculée comme suit :

� = _4V$� − $�]��3$�� dD4 {w4 + _"4� d

4|Di (17)

La trajectoire d'une gouttelette d'une taille donnée est principalement une fonction du champ

de vitesse et des propriétés physiques de la phase dispersée et la phase continue.

III.2. Critères de performance d’un hydrocyclone

Le fonctionnement et l’efficacité d’un hydrocyclone sont influencés par plusieurs

paramètres. Ces paramètres sont classifiés en 3 catégories : les caractéristiques de

l’écoulement, les caractéristiques du flux entrant et les caractéristiques géométriques comme

illustré dans la figure 18.



Figure 18 : Facteurs affectant les performances d’un hydrocyclone



III.2.1. Caractéristiques de l’écoulement

III.2.1.1. Débit volumique

Dans un hydrocyclone déshuileur, l’intérêt est de minimiser la quantité de pétrole présente

dans l’écoulement descendant de l’eau. L’indicateur de performance utilisé est l’efficacité de

séparation ' dont l’expression est la suivante : ' = �� = 1 −

�� (18) Avec

� : Débit volumique à l’entrée � : Débit volumique à la sortie supérieure �� : Débit volumique à la sortie inférieure � : Concentration du pétrole à l’entrée � : Concentration du pétrole à la sortie supérieure �� : Concentration du pétrole à la sortie inférieure L’intensité de turbulence augmente en augmentant le débit. Ceci permet d’augmenter

l’efficacité. Mais de l’autre coté, l’effet de cisaillement (rupture de goulettes) augmente

également et il dégrade l’efficacité de séparation à partir d’une certaine valeur de débit. Au-

delà de la valeur qui donne le maximum d’efficacité, l’effet de cisaillement devient si

important que l’efficacité de séparation diminue fortement. La variation typique de l’efficacité

en fonction du débit volumique est illustrée dans la figure 19.

Figure 19 : Variation typique de l’efficacité en fonction du débit volumique [5]



III.4.1.2 Rapport de fractionnement du débit

Afin de réaliser la séparation entre l’eau et le pétrole et pour maintenir la structure de

l’écoulement intérieur, un rapport de fractionnement du débit s’impose. Le rapport de

fractionnement du débit est exprimé comme suit :

= �� =� − �� (19)

Il permet de fractionner le débit entre l’écoulement ascendant et celui descendant.

Le rapport de fractionnement de débit d’un hydrocyclone déshuileur peut être exploité dans

une plage de 1% à 10%. Si le rapport est très faible, l’efficacité de la séparation est nettement

dégradée, comme le montre la figure 20.

Figure 20 : Variation typique de l’efficacité en fonction du rapport de fractionnement de débit

[8]

III.2.1.3. Rapport de chute de pression

Une combinaison entre les pressions à l’entrée et à la sortie des écoulements ascendant et

descendant donne un paramètre de contrôle qu’on appelle le rapport de chute de pression PDR

(Pressure Drop Ratio). C’est le rapport de la différence entre les pressions de l’entrée et de

l’écoulement descendent d’une part et la différence entre les pressions de l’entrée et de

l’écoulement ascendant d’autre part.



�� = � − �� − �� (20) Avec :

� La pression à l’entrée � La pression à la sortie supérieure �� La pression à la sortie inférieure Généralement, un minimum de pression de l’écoulement ascendant est nécessaire en tant que

contre-pression pour pousser le noyau riche en pétrole à sortir à partir de la sortie supérieure.

Selon les études le débit volumique dépend fortement de la chute de pression. Une légère

augmentation du PDR pour un hydrocyclone de petite taille engendre une grande

augmentation du débit volumique par contre ceci n’a pas un grand effet sur le débit d’un

hydrocyclone de grande taille. Selon la taille de l’hydrocyclone, Les valeurs typiques

suggérées du PDR sont entre 2 et 3.

III.2.2. Les Caractéristiques du flux entrant

III.2.2.1. La différence des masses volumiques

La différence des masses volumiques entre l’eau et le pétrole est très légère. La plage de

variation est généralement entre 50 et 300 kg/m3. Plus la différence des masses volumiques

est petite plus la tâche de séparation est difficile.

III.2.2.2. La viscosité

Plus la viscosité de l’eau et du pétrole est faible plus la séparation est facilité. En effet, à une

faible viscosité le mouvement des gouttelettes est facile. La viscosité des liquides diminue

lorsque la température augmente. Les températures optimales sont entre 60°C et 115°C.

III.2.2.3. Présence des gaz

Une substance gazeuse peut être présente sous deux formes : dissoute ou libre. Les deux

études qui ont étudié les deux aspects ont montré les mêmes résultats : la présence des

fractions de gaz élevés affecte l’efficacité de la séparation.



III.2.2.4. La taille et la distribution des goulettes

La loi de stockes est la loi qui aide à prévoir les performances théoriques d’un processus de

séparation liquide-liquide.

�� = }w��4>$� − $�)#� (21) Avec :

�� Vitesse de sédimentation d’une gouttelette de pétrole w Accélération due à la gravité �� Diamètre d’une gouttelette $� Densité de l’eau $� Densité du pétrole #� Viscosité de l’eau K Constante

L’efficacité de séparation est proportionnelle à la taille de gouttelettes. Plus la taille des

gouttelettes est petite, plus la séparation est difficile. Pour cette raison, la taille des

gouttelettes doit être toujours améliorée ou maintenue. Les gouttelettes subissent le

phénomène de fragmentation et de coalescence durant le processus de séparation ce qui rend

la détermination de la distribution des gouttelettes difficile. Une gouttelette de 40 µm de taille

peut être divisée en des gouttelettes de 20 ou 10 µm dans un régime turbulent. La loi de

stockes indique que si une gouttelette est divisée en 20 µm, sa séparation va durer 4 fois de

plus, et si elle est cisaillé en 10 µm cela va durer 16 fois de plus.

III.2.3. Les caractéristiques géométriques

III.2.3.1. L’entrée

Les caractéristiques géométriques sont parmi les facteurs qui affectent le plus les

performances des hydrocyclones. Le diamètre de l’entrée est la caractéristique géométrique

majeure. En effet, il permet de contrôler la vitesse avec laquelle le liquide entre dans

l’hydrocyclone. A faibles vitesses le pétrole prend le chemin vers la sortie inferieure qui est



destinée pour l’eau. Par contre, à partir d’une vitesse très importante, l’eau quitte

l’hydrocyclone à travers la sortie supérieure. Le but c’est de trouver la vitesse qui permet

d’éviter ces deux phénomènes et qui permet d’effectuer une bonne séparation. Selon Young et

al. (1994), un rapport entre le diamètre de l’entrée et le diamètre de référence qui est égale à

0.25 est le rapport optimal. Des diamètres plus grands peuvent engendrer une efficacité de

séparation meilleure mais ils nécessitent des débits plus élevés.

III.2.3.2. La Partie cylindrique

Bien que la partie cylindrique soit indispensable dans l’hydrocyclone afin de créer le régime

rotationnel, les études ont montré que les parties cylindriques qui sont courtes permettent

d’obtenir une meilleure séparation. En effet, le fluide dans cette partie ne tourne pas assez vite

pour fournir une séparation appréciable en comparaison avec la séparation fournie dans les

autres parties de l’hydrocyclone. De plus, le fluide perd de son moment cinétique par la

trainée de la paroi de la section cylindrique.

III.2.3.3. Le tube d’échappement

Un tube d’échappement prolongé permet de séparer les gouttelettes fines qui ont échappé de

l’effet tourbillonnaire dans la section supérieure. Un tuyau très long peut cependant affecter la

compacité de l’hydrocyclone.

Conclusion

Dans ce chapitre, nous avons donné un modèle mathématique basé sur des travaux

expérimentaux de l’écoulement au sein d’un hydrocyclone. Nous avons développé après une

étude synthétique des différents facteurs agissant sur les performances de l’appareil. Nous

estimons que cette étape est cruciale pour bien mener la modélisation et la conception de

l’hydrocyclone.

Chapitre IV : Conception de l’hydrocyclone

Chapitre IV : Conception de l’hydrocyclone ENIB-CFTP


Chapitre IV : Conception de l’hydrocyclone

Introduction

Après avoir étudié les critères influant sur le fonctionnement de l’hydrocyclone dans le

chapitre précédent, nous allons maintenant dimensionner le dispositif puis le concevoir sous

CATIA.

IV.1. Dimensionnement de l’hydrocyclone

IV.1.1. Choix de la géométrie

L’utilisation des hydrocyclones dans la séparation liquide-liquide est l’application la plus

récente et la plus complexe à réaliser. Le choix de la géométrie d’un hydrocyclone destiné à

ce but n’est pas évident. Pour ceci, plusieurs études ont été menées afin d’améliorer la

géométrie et de trouver celle qui est optimale. Le problème majeur rencontré est la multitude

de variables dont dépend le choix de la géométrie. La géométrie de base d’un hydrocyclone

déshuileur est présentée dans la figure 21.

.

Figure 21 : Géométrie de l’hydrocyclone déshuileur [5]



Le tableau 2 résume l’ensemble des géométries qui sont proposées pour l’hydrocyclone

déshuileur et qui ont montré une grande efficacité pour un mélange eau-pétrole avec les

caractéristiques suivantes :

- Concentration en pétrole : entre 2 et 10%,

- Débit volumique : entre 3 et 13 m3/h (figure 19)

- Températures entre 60 et 115°C.

Tableau 2 : Différentes géométries d’un hydrocyclone déshuileur [4]

~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ α° β° θ°

Colman et

Thew (1983) 0.5 ≤0.07 0.25 0.25 1 10 22.5 0 10 0.75

Hargreaves

et Silvestre

(1990)

0.75 ≤0.07

0.676 (1 entrée

à section

rectangulaire)

0.25 0.5 10 21 0 10 0.75

Young et al.

(1994) - 0.039 0.25 0.33 0.2 9 - 0 6 .

Wesson et

Petty

(1994) :mini

hydrocyclone

Dc



Comme mentionné dans le tableau 3, les concentrations en pétrole de la majorité des puits

marginaux de la CFTP sont entre 2.8 et 11.2 %, les débits volumiques sont entre 2,8 et 9,5

m3/h et les températures sont entre 60 et 94°C. Ceci nous permet de sélectionner la géométrie

convenable parmi les géométries proposées.

Tableau 3 : Caractéristiques des puits de la CFTP [9]

Puits Débit Pétrole

(m3/h)

Débit d’eau

(m3/h) % Pétrole

Température

(°C)

Débit d'effluent

(m3/h)

SIT 01 0,312 9,188 3,28 94 9,5

SIT 04 0,3 2,7 10 71 3

SIT 07 0,155 5,345 2,82 - 5,5

SIT 12 0,33 4,545 6,77 78 4,875

SIT 13 0,35 3,4 9,33 71 3,75

SIT 15 0,05 0,575 8 - 0,625

SIT 21 0,165 3,585 4,4 - 3,75

SIT 23 0,375 2,97 11,21 75 3,345

SIT 24 0,312 5,563 5,310 78 5,875

SIT 28 0,25 3,81 6,15 78 4,06

SIT 33 0,25 2,625 8,69 60 2,875

SIT 35 0,21 3,54 5,6 74 3,75

SIT 40 0,17 4,58 3,57 85 4,75

SIT 41 0,19 3,435 5,24 75 3,625

SIT 42 0,312 5,313 5,54 84 5,625

SIT 43 0,34 3,66 8,5 74 4

Le choix de la géométrie convenable est effectué en procédant par élimination.

• La géométrie de Belaidi et Thew (avec chambre de rotation conique) est éliminée car

les dimensions géométriques n’ont pas été communiquées pour des raison de

confidentialité.

• La géométrie de Wesson et Pettie est éliminée car elle concerne les mini-

hydrocyclones (diamètre



Les propositions de géométries restantes sont toutes basées sur la géométrie de Colman avec

certaines modifications. La majorité des expériences et des études, concernant les

hydrocyclones déshuileurs, ont été faites sur des hydrocyclones ayant une géométrie de

Colman. De ce fait, on dispose de plus d’informations sur cette géométrie que sur d’autres

géométries. De plus, les expériences ont prouvé une haute efficacité de séparation comme

indiqué dans le tableau 4.

Tableau 4 : Résultats des expériences appliquées sur des hydrocyclones déshuileurs [7]

Expérience ~

(mm)

Débit

(m3/h)

Masse

volumique

(g/cm3)

Taille des

gouttelettes

(µm)

% de

Pétrole Efficacité (%)

1 30 3,6 0,87 41 10 86

2 30 2,4 0,84 35 10 75

3 30 3 0,84 35 10 82

4 30 3,6 0,84 35 10 85

5 30 4,2 0,84 35 10 89

6 58 9,6 0,84 35 10 71

7 58 11,4 0,84 35 10 74

8 58 13,2 0,84 35 10 78

9 58 15 0,84 35 10 82

10 58 13,2 0,84 70 10 96

11 58 15 0,84 70 10 97

12 58 13,2 0,87 41 10 80

Vue la réussite prouvée de la géométrie de Colman, et vue que les expériences faites ont été

effectué sur des mélanges dont le pétrole a une masse volumique proche de celle du pétrole

des puits marginaux de la CFTP comme l’indique le tableau 5, le choix a porté sur la

géométrie de Colman.



Tableau 5 : Caractéristiques du mélange pour les puits de la CFTP [10] et [11]

SIT1 SIT23 SIT38 SIT43 SIT28 SIT Selon

Masse

volumique en

Kg/m3

:Phase

huileuse

875,2

877,3

837

872,6

867,5

835

la norme

ASTM D1298.

Masse

volumique en

Kg/m3:P

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rapport-PFE-GhassenNOUAIRIA · 2016. 9. 3. · exÅxÜv|xÅxÇà E tiens à remercier dans un premier temps, toute l’équipe pédagogique de l’ENIB et les intervenants professionnels