TFE_FINAL2-OUATTARA

République de Côte d’Ivoire

Ministère de l’Enseignement

Supérieur et de la Recherche Scientifique

Institut National Polytechnique Félix Houphouët-Boigny MÉMOIRE

Pour l’obtention du Diplôme de : Ingénieur de Conception

Option PÉTROLE

THÈME :

PROPOSITION DE SOLUTIONS DE CONTROLE DES INSTABILITES D’ECOULEMENT DANS UN

RISER : CAS DU CHAMP BETA

Soutenu publiquement le :

13 Décembre 2011A ABIDJAN

Composition du jury :

Président : Pr MONDE SylvainExaminateur : M. TRAORE BakaryExaminateur : M. N’GUESSAN Simplice

Numéro d’ordre :………..

Année Académique : 2010– 2011

Département de Formation et de Recherche des Sciences de la Terre et des Ressources Minières

OUATTARA Kobenan BernardÉlève Ingénieur de Conception option Pétrole

3è année

Directeur de mémoireDr. YAO Kouakou Alphonse

Enseignant Chercheur au Département STeRMi / INP-HB

Co-directeur de mémoire

M. YAO Alain Chef de Département Production

PETROCI Holding

École Supérieure desMines et de Géologie

ThèmeThème : Proposition de solutions de contrôle des instabilités d’écoulement dans un: Proposition de solutions de contrôle des instabilités d’écoulement dans un riser: Cas du champ BETAriser: Cas du champ BETA

DEDICACES

Je dédie ce travail à :

à feu Kouadio OUATTARA, mon

père ;

à OUATTARA Poko, ma mère ;

à OUATTARA Kérébenou, mon

oncle.

OUATTARA KOBENAN BERNARD Page 1 ESMG Elève Ingénieur Pétrole 11ème Promotion ESMG


REMERCIEMENTS

T

La rédaction du présent rapport nous offre l’opportunité d’adresser nos remerciements aux

personnes qui ont contribuées à la réalisation de ce travail de fin d’étude.

Nous sommes particulièrement redevable envers :

- Monsieur Yao Alphonse, Directeur de l’Ecole Supérieure des Mines et de Géologie

(ESMG) et ses collaborateurs pour l’encadrement qu’ils ont su nous apporter durant

ces trois années à l’ESMG ;

- Monsieur Daniel Gnagni, Directeur Général de la Société Nationale d’Opérations

Pétrolières de la Côte d’Ivoire (PETROCI), qui a eu l’amabilité de nous recevoir au

sein de sa structure ;

- Monsieur ALLANGBA Faustin, Directeur de l’Ingénierie et de la Production (DIP),

pour nous avoir reçu dans sa direction ;

- Monsieur YAO Alain, mon maître de stage et Chef de Département Production, pour

son encadrement et ses conseils;

- Monsieur DEGNY Gnamia, Chef de Service Opérations de Production, dont

l’expérience et les connaissances techniques nous ont été d’une grande utilité ;

- les ingénieurs de la Direction Ingénierie et Production (DIP), pour leurs soutiens et

encouragements.

- Tout le personnel de PETROCI HOLDING.

POS



AVANT PROPOS

L’Institut National Polytechnique Félix Houphouët-Boigny de Yamoussoukro (INP-HB)

regroupe en son sein six écoles à savoir :

- l'Ecole Supérieure d’Agronomie (ESA) ;

- l'Ecole Supérieure de Commerce et d’Administration des Entreprises (ESCAE) ;

- l'Ecole Supérieure d’Industrie (ESI) ;

- l'Ecole de Formation Continue et de Perfectionnement des Cadres (EFCPC) ;

- l'Ecole Supérieure des Travaux Publics (ESTP) ;

- l'Ecole Supérieure des Mines et de Géologie (ESMG).

L’ESMG forme des ingénieurs de conception après trois (03) années d’études, dans les

spécialités suivantes :

- Mines et carrières ;

- Pétrole ;

- Exploitation et traitement des eaux.

Afin de rendre plus complète la formation de ses élèves ingénieurs, et afin de familiariser

ceux-ci au monde professionnel, l’ESMG initie chaque année des stages pratiques, en accord

avec les entreprises et leur ministère de tutelle.

C’est dans ce cadre que s’inscrit le stage de fin d’études, que nous avons effectué du 18

Octobre 2010 au 31 Mars 2011, à la Société Nationale d’Opérations Pétrolières de la Côte

d’Ivoire (PETROCI) sur le thème « proposition de solutions de contrôle des instabilités

d’écoulement dans une colonne montante : cas du champ BETA ».





TABLE DES MATIERES

DEDICACES…………………………………………………………………………………..i

REMERCIEMENTS…………………………………………………………………………ii

AVANT PROPOS……………………………………………………………………………iii

TABLE DES MATIERES…………………………………………………………………...iv

LISTE DES ABREVIATIONS……………………………………………………………..vii

LISTE DES FIGURES………………………………………………………………………ix

LISTE DES TABLEAUX……………………………………………………………………x

RESUME……………………………………………………………………………………..xi

ABSTRACT…………………………………………………………………………………xiii

INTRODUCTION…………………………………………………………………………….1

1ère Partie : GENERALITES……………………………………………………………….3

CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE LA STRUCTURE D’ACCUEIL………………...4

1.1. HISTORIQUE DE PETROCI..........................................................................................4

1.2. MISSIONS.......................................................................................................................4

1.3. ORGANISATION DE LA PETROCI.............................................................................5

CHAPITRE 2 : PRESENTATION DU THEME…………………………………………...8

2.1. PROBLEMATIQUE........................................................................................................8

2.2. OBJECTIFS DE L’ETUDE.............................................................................................8

CHAPITRE 3 : GENERALITES SUR LES ECOULEMENTS…………………………..9

5.1. ECOULEMENT EN CONDUITE HORIZONTALE.....................................................9

5.1.1. REGIMES D’ECOULEMENT.................................................................................9

5.1.2. CARTES D’ECOULEMENT HORIZONTAL..........................................................10

5.2. ECOULEMENT DANS UN PIPE VERTICAL...........................................................11

5.2.1. REGIMES D’ECOULEMENT...............................................................................11

5.1.2. CARTES D’ECOULEMENT VERTICAL............................................................12

CHAPITRE 4: GENERALITES SUR LES COLONNES MONTANTES……………..14

4.1. DEFINITION.................................................................................................................14

4.2. CONFIGURATION.......................................................................................................14

4.3. INSTALLATION D’UN RISER..............................................................................16

4.3.1. METHODE DE POSE EN S..................................................................................16

4.3.2. METHODE DE POSE EN J...................................................................................16

4.3.3. METHODE DE POSE EN DEROULE..................................................................17



CHAPITRE 5 : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE…………………………..18

5.1. BASSIN SEDIMENTAIRE IVOIRIEN........................................................................18

5.1.1. PARTIE ONSHORE...............................................................................................18

5.1.2. PARTIE OFFSHORE.............................................................................................18

5.2. ZONE D’ETUDE...........................................................................................................19

5.2.1. GENERALITES ET LOCALISATION.................................................................19

5.2.2. PROBLEMES RENCONTRES LORS DE LA PRODUCTION...........................20

CHAPITRE 6 : PHENOMENE DE SLUGGING…………………………………………21

6.1. MECANISME DU SEVERE SLUGGING...................................................................21

6.2. DIFFERENTS TYPES DE SLUGGING.......................................................................23

2ème Partie : MATERIEL ET METHODES……………………………………………..25

CHAPITRE 1 : MATERIELS DE TRAVAIL……………………………………………26

1.1. RAPPORTS D’ACTIVITES DE PRODUCTION...................................................26

1.2. PROFIL DU RISER..................................................................................................26

1.3. RECHERCHE BIBLIOGRAPHIQUE.....................................................................26

CHAPITRE 2 : METHODES DE TRAVAIL…………………………………………….27

2.1. ETAT DES LIEUX........................................................................................................27

2.1.1. DESCRIPTION DU SYSTEME DE CONTROLE............................................27

2.1.2. MECANISME DE CONTROLE........................................................................27

2.1.3. LIMITES DE LA TECHNIQUE EN COURS....................................................28

2.1.4. IMPACT DU SEVERE SLUGGING.....................................................................28

2.2. PARAMETTRES DE L’ECOULEMENT....................................................................30

2.2.1. EQUATIONS GENERALES DES ECOULEMENTS..........................................30

2.2.2. CALCUL DES PROPRIETES DES FLUIDES.....................................................33

2.2.3. CORRELATION D’ECOULEMENTS DIPHASIQUES.......................................44

2.2. DETERMINATION DES REGIMES D’ECOULEMENT......................................46

2.3. INVESTIGATION DES SOLUTIONS DE CONTROLE.......................................46

2.3.1. AMORTISSEUR DE BOUCHON (SLUG CATCHER)...................................47

2.3.2. POMPAGE POLYPHASIQUE..............................................................................47

2.3.3. GAS-LIFT...............................................................................................................48

2.3.4. DEVIATION DU GAZ...........................................................................................49

2.3.5. GEOMETRIE DE LA CONDUITE.......................................................................49

2.3.6. SYSTEME DE SUPPRESSION DES INSTABILITES (S3).................................50

2.3.7. SECTION MULTITUBULAIRE...........................................................................51

3ème Partie : RESULTATS ET DISCUSSION…………………………………………...52



1. PROFILE DE PRESSION ………………………………………………………………..53

2. REGIMES D’ECOULEMENT……………………………………………………………53

2.1. SECTION HORIZONTALE....................................................................................54

2.2. SECTION VERTICALE..........................................................................................55

3. CAUSES PROBABLES DU PHENOMENE DE SLUGGING………………………….55

3.1. GEOMETRIE DU PIPELINE.......................................................................................55

3.2. DIAMETRE DU PIPELINE..........................................................................................56

3.3. PROFONDEUR D’EAU...............................................................................................56

4. SOLUTION DE CONTROLE PRECONISEE……………………………………………56

CONCLUSION………………………………………………………………………………57

BIBLIOGRAPHIE…………………………………………………………………………..58

ANNEXE 1 : MECANISME DU SEVERE SLUGGING......................................................a

ANNEXE 2 : EVOLUTION DE LA TEMPERATURE EN FONCTION DE LA PROFONDEUR DANS L’OCEAN ATLANTIQUE.............................................................a

ANNEXE 3 : CONFIGURATION DU RISER DU CHAMP BETA.....................................b



LISTE DES ABREVIATIONS

A surfaceAPI American Petroleum InstituteBg facteur volumique de formation du gazBo facteur volumique de formation de l’huileBob facteur volumique de formation de l’huile à la pression de bulleBw facteur volumique de formation de l’eauCg compressibilité du gazCo compressibilité de l’huileCw compressibilité de l’eaud diamètref facteur de frictionfo fraction d’huilefw fraction d’eaug accélération de la pesanteurgc facteur de conversion dans la 2ième loi de NewtonGOR Gas Oil Ratio (quantité de gaz dégagée par baril d’huile produit)h épaisseurhL « hold-up » du liquideln logarithme à base elog logarithme à base 10L longueurm masseNRE nombre de Reynoldp pressionpb pression de bullepc pression critiquepe pression aux limitesppc pression pseudo-critiqueppr pression pseudo-réduitepsc pression dans les conditions standard (=14,7 psia)pwf pression d’écoulement de fondqg débit de gazqo débit d’huileqw débit d’eauR équivalent au GORRs volume de gaz dissout dans l’huileRsb volume de gaz dissout dans l’huile à la pression de bulleT températureTc température critiqueTpc température pseudo-critiqueTpr température pseudo-réduiteTr température de la formationTR température du réservoir



Tsc température en conditions standard (=60°F)v vitesseV volumeZ facteur de compressibilité du gaz angleg densité du gazo densité de l’huilew densité de l’eauL « hold-up » du liquideg viscosité du gazo viscosité de l’huilew viscosité de l’eauL masse volumique du liquideg masse volumique du gazo masse volumique de l’huilew masse volumique de l’eau



LISTE DES FIGURES

Figure 1: Représentation d’un réseau de production offshore (source IFP)...........................................................1

Figure 2: Organigramme simplifié de la PETROCI (2010).....................................................................................7

Figure 3: Ecoulement gaz-liquide dans un pipe horizontal....................................................................................10

Figure 4: Carte d’écoulement en conduite horizontal (Taitel et Dukler, 1976).....................................................11

Figure 5: Ecoulement gaz-liquide dans un pipe vertical (E. Zakarian, 2000).......................................................12

Figure 6 : Carte d’écoulement en conduite verticale (Taitel et Dukler, 1976)......................................................13

Figure 7 : Exemples de configurations courantes de risers (Offshore Technology Conference, 1994).................15

Figure 8: Installation en forme de S (ISOPE, 2010)..............................................................................................16

Figure 9: configuration en forme de J (Source: Oceaneering)..............................................................................17

Figure 10: pose en déroulée (source : Technip).....................................................................................................17

Figure 11: Marge de San-Pédro et d'Abidjan (PETROCI 1990)...........................................................................19

Figure 12 : Système sous marin de production du champ BETA...........................................................................20

Figure 13: Formation de l’instabilité hydrodynamique.........................................................................................23

Figure 14: Instabilités topographiques...................................................................................................................24

Figure 15 : Mécanisme du severe slugging (Erich ZAKARIAN, 2000)....................................................................a

Figure 16: Evolution de la pression au d’un cycle de severe slugging((Erich ZAKARIAN, 2000)..........................a

Figure 17 : Schéma du dispositif de contrôle.........................................................................................................27

Figure 18 : Illustration du fonctionnement du système de contrôle (source : BP).................................................28

Figure 19 : Ecoulement dans une conduite.............................................................................................................31

Figure 20: Amortisseur de bouchon (source : ABB)..............................................................................................47

Figure 22 : Gas lift (IFP, 2005)..............................................................................................................................48

Figure 21 : Pompe multiphasique (source : Total).................................................................................................47

Figure 23: Contrôle automatique par déviation du gaz (IFP, 2005).....................................................................49

Figure 24: Atténuation du sluging par la géométrie de la conduite.......................................................................49

Figure 25 : Slug suppression system (Shell)...........................................................................................................50

Figure 27 : Section multitubulaire..........................................................................................................................51

Figure 26 : Représentation du fonctionnement du système S3 (Shell)....................................................................50

Figure 28 : Régimes d’écoulement dans la partie horizontale du riser.................................................................54

Figure 29 : régimes d’écoulement dans la partie verticale du riser.......................................................................55

Figure 30 : Températures moyennes en fonction de la profondeur d’eau en région tropicale (en.wikipedia)........b

Figure 31 : Configuration de la colonne montante du champ BETA.......................................................................b



LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1 : Constantes pour le calcul du Rs.........................................................................................................39Tableau 2 : Constantes pour le calcul du Bo........................................................................................................40



RESUME

L’instabilité sévère d’écoulement (severe slugging) est un régime d’écoulement polyphasique

indésirable apparaissant ces dernières années sur le système de production du champ BETA.

Ce régime d’écoulement est caractérisé par une forte instabilité des écoulements dans le riser.

Cette instabilité sévère engendre les problèmes suivants sur la plateforme :

vibration des installations sur la plateforme ;

entretient très fréquent de la vanne en tête du riser ;

variation des niveaux de liquide, de la pression et des débits de sortie au niveau du

séparateur ;

baisse de production.

L’opérateur recherche des solutions pour remédier à de telles perturbations au cours de

l’exploitation du champ.

Dans ce rapport nous faisons un état des lieux des procédures de contrôle actuelles du

phénomène d’instabilité. Ensuite, nous proposons d’autres méthodes de contrôle permettant

de minimiser l’impact des ces instabilités au cours de l’exploitation du champ. Au nombre de

ces techniques d’atténuation nous avons l’injection de gaz au pied du riser (appelé riser based

gas-lift), l’ajustement de l’ouverture de la vanne en tête (appelé choking), l’installation d’un

amortisseur de bouchon (slug catcher) et l’installation d’une pompe polyphasique.

Nous présentons également les avantages et inconvénients de chacune des méthodes afin de

proposer une solution efficace de gestion des instabilités adaptable à notre champ.

Le système de contrôle en cours consiste à une vanne (« slug valve ») installée en tête du riser

qui est actionné en vue de réduire l’impact du « severe slugging ». L’ouverture de la vanne est

réduite dans les périodes de « severe slugging » et augmentée en période stable. Cette

technique entraîne une diminution de la productivité du champ à cause de la contre pression

(back pressure) imposée par la réduction de l’ouverture de la vanne. De plus, les à coups qui

caractérisent le régime de « severe slugging » occasionnent l’endommagement très fréquent

de ladite vanne.



Nous proposons dans cette étude l’installation d’un amortisseur de bouchon (slug catcher)

comme solution aux problèmes liés aux instabilités de l’écoulement. Le slug catcher devra

être disposé en tête du riser avant le premier étage de séparateur. Il aura pour fonction de

recevoir d’abord la production puis de réguler l’écoulement en sortie du système à l’aide des

vannes de contrôle afin d’assurer des débits stables au séparateur principal.



ABSTRACT

Slugging is an undesirable multiphase flow regime occurring these last years on field BETA

oil production facilities. The slugging phenomenon is characterized by a strong instability of

the flow in the riser.

The severe slugging phenomenon generates the following problems on the platform:

vibration of the equipments on the platform;

very frequent maintenance of the valve at the riser head;

bad separation

production decrease.

The operator seeks solutions to mitigate such nuisances during the exploitation of the field.

To bring our contribution to this study, we initially make the overview of the current control

strategy. Then, we seek other control methods allowing to handle the slugging in the

production riser. Among these control solutions we have riser based gas lift, choking, the

installation of slug catcher and the usage of a multiphase pump.

We have showed the advantages and disadvantages of each method in order to suggest an

effective solution for handling slugging.

The current control method consists of a slug valve installed at the top of the riser which is

actuated in order to reduce the impact of the severe slugging. The opening of the valve is

reduced during the time of severe slugging and is increased in stable period. This technique

involves a reduction in the productivity of the field because of backpressure imposed at the

top of the riser by the reduction of the opening of the valve. Moreover, the blows which

characterize the severe slugging cause frequently the damage of the slug valve.

We propose in this study the installation of a slug catcher as solution to the problems of

instabilities. The slug catcher should be installed at the top of the riser before the first stage

separator. It will have a function to receive the production initially then to control the flow at

exit of the system using the valves of control in order to ensure stable flows to the principal

separator.



INTRODUCTION

L'épuisement des gisements traditionnels et la croissance de la demande d’énergie ont

largement favorisé l'exploration de bassins sédimentaires d'accès difficile, tels que ceux

localisés dans les zones marines (offshore). Dans l'exploitation de ces gisements offshores, les

risers sont utilisés pour transporter les effluents des têtes de puits sous marines jusqu’aux

séparateurs installés en surface sur une plateforme où les fluides sont traités conformément

aux spécifications des contrats de vente.

La profondeur et les conditions extrêmes qui y règnent imposent de nombreux défis à relever

notamment, garantir le bon écoulement des fluides (Flow Assurance).

Les problèmes majeurs d’écoulement rencontrés en offshore sont :

corrosion et érosion des conduites ;

dépôt d’hydrates et de paraffines ;

irrégularité de l’écoulement (slugging).

Figure 1: Représentation d’un réseau de production offshore (source IFP)



L’instabilité sévère de l’écoulement est un souci majeur lors de la remontée du fluide du fond

marin à la surface et requiert une attention particulière. Ce phénomène est caractérisé par une

intermittence de l’écoulement entrainant une fluctuation importante de la pression et une

variation des débits de production.

Il peut avoir pour conséquence l’engorgement du séparateur, l’endommagement par fatigue

des installations, la réduction de la production et l’abandon prématuré du champ.

Le champ BETA sur lequel porte notre étude est affectée depuis ces dernières années par ce

phénomène d’instabilité. Ainsi, dans le cadre de notre stage de fin d’études réalisé à la Société

Nationale d’Opérations Pétrolières de la Côte d’Ivoire (PETROCI), nous avons réfléchi sur le

thème : « proposition de solutions de contrôle des instabilités d’écoulement dans un riser :

cas du champ BETA »

L’objectif de l’étude est d’apporter une compréhension claire du phénomène d’instabilité,

d’identifier les causes probables à l’origine des instabilités sur le champ BETA et de proposer

des solutions adaptable à notre champ en vue d’atténuer les instabilités.



1ère Partie1ère Partie : GENERALITES: GENERALITES



CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE LA STRUCTURE D’ACCUEIL

1.1. HISTORIQUE DE PETROCI

Dans sa volonté de relancer ses activités pétrolières, la Côte d’Ivoire a élaboré un code

pétrolier incitatif dont l’application de l’article 5 lui a permis de créer la Société Nationale

d’Opérations Pétrolières de la Côte d’Ivoire (PETROCI). Cette société d’Etat assure depuis sa

création en 1975 la promotion du bassin sédimentaire ivoirien et la valorisation de ses

ressources pétrolières et gazières par l’exploration des gisements de pétrole et de gaz de Côte

d’Ivoire.

A partir de 1998, l’organisation de PETROCI s’est modifié et a donné lieu à quatre nouvelles

sociétés issues de la première :

- une société d’Etat : PETROCI HOLDING ;

- trois sociétés anonymes, filiales de PETROCI HOLDING : PETROCI Exploration

Production, PETROCI gaz, et PETROCI Industries et Services.

Cependant, à l’issue du conseil d’administration du 05 janvier 2001 et dans le cadre d’une

nouvelle politique de restructuration, il a été décidé de dissoudre les filiales de PETROCI

HOLDING. A ce jour, le capital de PETROCI est de vingt (20) milliards de francs CFA.

Actuellement, son siège est à Abidjan, Plateau Immeuble les Hévéas, 14 Boulevard Carde.

1.2. MISSIONS

PETROCI a pour missions principales :

la recherche et l'exploitation des gisements d'hydrocarbures ;

l'industrie, le transport, le stockage et le commerce de ces matières et de tous les

produits dérivés.

PETROCI est aussi chargée de prendre soit seule, soit en collaboration avec d'autres sociétés,

toutes mesures propres à assurer la continuité et la sûreté des approvisionnements de la Côte

d'Ivoire en hydrocarbures et produits dérivés, notamment la constitution et la gestion de

stocks de sécurité.



1.3. ORGANISATION DE LA PETROCI

Actuellement la PETROCI est dirigée par un Conseil d’administration, une Direction

Générale, et huit autres directions que sont :

- la Direction de l’Exploration (DE);

- la Direction du Centre d’Analyse et de Recherche (DCAR);

- la Direction de la Technologie de l’Information et de la Statistique (DTIS);

- la Direction de la Commercialisation des Produits (DCP);

- la Direction de l’Industrie et de la Logistique Pétrolière (DILP);

- la Direction des Ressources Humaines (DRH);

- la Direction des Finances et de la Comptabilité (DCP);

- la Direction de l’Ingénierie et de la Production (DIP).

La DIP est en charge des études d’ingénierie et de la production pétrolière et gazière. Ses

missions consistent à :

- suivre les forages réalisés en Côte d’Ivoire ;

- évaluer les réserves d’hydrocarbures ;

- optimiser la production des champs d’hydrocarbures ;

- rentabiliser les réserves d’hydrocarbures.

La DIP se compose de sept départements à savoir le Département Gestion des Gisements et

Forage Logistique, le Département Projet Tertiaire (gaz), le Département Maintenance et

Travaux (gaz), le Département Exploitation et Opération (gaz), le Département

Développement des Ventes (gaz), le Département Administration des Ventes du Gaz et le

Département Production. Ce dernier comprend deux services à savoir le service Analyse et



Gestion des données et le service Opérations de Production (service dans lequel nous avons

effectué notre stage).

Toute cette organisation est résumée dans l’organigramme simplifié de la PETROCI (figure

2).




Direction de la commercialisation des

produits (DCP)

Direction de l'Industrie et Logistique pétrolière (DILP)

Coordinations

Figure 2: Organigramme simplifié de la PETROCI (2010)

Département développement des

ventes du gaz

Département administration des

ventes du gaz

Département exploitation et opération (gaz)

CONSEIL D’ADMINISTATION

DIRECTION GENERALE

Direction de la technologie de l’information et de la stratégie

(DTIS)

Direction du centre d’analyse et de

recherche (DCAR)

Direction de l’ingénierie et de la production (DIP)

Direction des finances et de la comptabilité (DFC)

Direction des ressources humaines (DRH)

Direction de l’exploration (DE)

(

Département production

Département maintenance et travaux (gaz)

Département projet tertiaire (gaz) Département forage,

logistique et gestion des gisements

Service Analyse et Gestion des données

Service Opérations de Production

Downstream Upstream


CHAPITRE 2 : PRESENTATION DU THEME

2.1. PROBLEMATIQUE

Le champ BETA est un champ offshore situé dans le bassin sédimentaire ivoirien. Ce champ

est confronté ces dernières années à une instabilité des écoulements dans la colonne montante.

Ces instabilités, connues sous le nom de « severe slugging », se manifestent par une

alternance des bouchons de liquide et des poches de gaz. C’est un phénomène violent où les

variations peuvent être soudaines et importantes (chute de pression, vibrations des

installations etc…). Du fait du phénomène de « severe slugging », on observe une baisse de la

production d’huile, un endommagement fréquent des vannes, une vibration des installations

du champ. De plus, le séparateur est exposé à un risque d’engorgement. Tout cela affecte

l’économie du projet.

Des études sont menées pour identifier les causes du phénomène en vue de trouver les

solutions permettant de prévenir ou atténuer ces instabilités nuisibles.

C’est dans ce cadre qu’il nous a été soumis une étude sur le thème suivant : « proposition de

solutions de contrôle des instabilités d’écoulement dans une colonne montante : cas du

champ BETA »

2.2. OBJECTIFS DE L’ETUDE

De manière générale, le présent travail vise à développer une certaine compréhension

physique du problème d’écoulement gaz-liquide rencontré sur le champ Beta. Nous

déterminerons les conditions d’apparition du phénomène, les paramètres qui l’influencent et

ferons ensuite des propositions de solutions pour y remédier.



CHAPITRE 3 : GENERALITES SUR LES ECOULEMENTS

La maîtrise des instabilités d’écoulement en conditions polyphasiques exige une bonne

connaissance des différents régimes d’écoulements susceptibles de se développer dans les

conduites de transport des hydrocarbures. Dans cette étude, nous supposons l’écoulement

diphasique c'est-à-dire comportant deux phases (liquide et gaz).

Les écoulements diphasiques (gaz-liquide) peuvent être classifiés selon la distribution

géométrique des phases (configuration ou régime d’écoulement) dans les conduites. Ces

configurations d’écoulement dépendent des différents paramètres du système, notamment des

débits des fluides, de la masse volumique, de la viscosité des fluides, et de la géométrie de la

conduite (inclinaison, diamètre, rugosité).

5.1. ECOULEMENT EN CONDUITE HORIZONTALE

5.1.1. REGIMES D’ECOULEMENT

En général, les écoulements diphasiques dans les pipelines horizontaux sont classés suivant

quatre principaux types de configurations : stratifié, à bulles, à bouchons ou à poches et

annulaire.

Régime stratifié

Ce type d'écoulement se rencontre lorsque les débits de gaz et de liquide sont faibles.

L’interface se présente alors sous la forme d'une surface continue séparant les deux phases. Le

liquide est situé en dessous du gaz à cause de la gravité. La forme de l'interface est contrôlée

par la compétition entre les forces d'inertie qui tendent à la déformer (champ de vagues) et les

forces de gravité et de tension superficielle qui tendent à la maintenir plane. Lorsque la

différence des vitesses des deux phases est grande le frottement du gaz sur le liquide provoque

la formation de vagues. On parle dans ce cas d’écoulement stratifié à vagues. Dans le cas

contraire où l’interface gaz-liquide est régulière, on parle plutôt d’écoulement stratifié

régulier.

Régime dispersé à bulles



Lorsque le débit de liquide est important, les forces d'inertie qui s'exercent sur le gaz ont pour

conséquence la formation de bulles. Le gaz est dispersé dans la phase liquide, dite continue,

sous la forme de bulles. Cet écoulement appartient à la classe des écoulements dispersés.

Régime intermittent

Lorsque le débit de gaz augmente, l’écoulement devient instable et il se forme un régime

intermittent à vague ou à bouchon (c’est le régime rencontré sur le champ et qui suscite cette

étude).

Régime annulaire

Enfin, pour de très fortes valeurs de débits de gaz, l’écoulement dévient annulaire. Le gaz

circule à grande vitesse au centre de la conduite et provoque la formation d’un film liquide

ondulé sur la paroi. L'écoulement reste à phases séparées.

De plus, à très fort débit de gaz des gouttes de liquide sont arrachées et entraînées par la phase

gazeuse. Cet écoulement est dit annulaire à gouttes.

La figure ci-dessous présente les différents régimes d'écoulement qui peuvent se développer

dans une canalisation horizontale.

Figure 3: Ecoulement gaz-liquide dans un pipe horizontal ( Zakarian, 2000)


Figure 3: Ecoulement gaz-


5.1.2. CARTES D’ECOULEMENT HORIZONTAL

La carte d’écoulement horizontal, comme son nom l’indique, est une représentation graphique

bidimensionnelle des domaines d’existence des différents régimes en fonction des vitesses des

fluides. La carte d’écoulement horizontal permet de prédire les différents régimes

d’écoulement susceptibles de se produire dans les conduites pétrolières horizontales.

On calcule les vitesses superficielles du gaz et du liquide puis on reporte ces vitesses

respectivement sur l’axe des abscisses et l’axe des ordonnées. L’intersection indique le

régime.

Pour une conduite donnée, les vitesses superficielles du gaz et du liquide seront décrites par

les expressions suivantes, respectivement :

U g ,s=Q g

A et U l , s=

Ql

A

Figure 4: Carte d’écoulement en conduite horizontal (Taitel et Dukler, 1976)

5.2. ECOULEMENT DANS UN PIPE VERTICAL

5.2.1. REGIMES D’ECOULEMENT

Dans le cas d’un écoulement vertical, les transitions entre régimes d’écoulement s’effectuent

dans des conditions différentes.


0.01

0.1

1

10

0.01 0.1 1 10 100

Vit

esse

su

perf

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(m/s

)

Vitesse superficielle du Gaz (m/s)

Annulaire-IntermittentStratifie-Intermittent

Stratifie-AnnulaireIntermittent-Disperse

Stratifie a vagues


Pour un débit de liquide fixé, au fur et à mesure que le débit de gaz augmente, l’écoulement

est successivement à bulles, à bouchons et annulaire.

Lorsqu’une conduite doit suivre un terrain présentant des dénivellations, des bouchons de

liquides tendent à se former dans les remontées alors que l’écoulement stratifié est

prédominant dans les descentes.

Le changement de direction, dû au passage d’une conduite horizontale à une conduite

verticale de liaison fond-surface (riser), conduit à des phénomènes complexes d’instabilité.

On désigne ce phénomène dans sa phase la plus sévère de « severe slugging » ou « riser

slugging ».

La figure ci-dessous présente les différents régimes d'écoulement qui peuvent se développer

dans une canalisation verticale ascendante.

5.1.2. CARTES D’ECOULEMENT VERTICAL

Les cartes d'écoulement permettent également de déterminer les différents régimes

d'écoulement à l'intérieur d'un pipeline vertical (colonne montante) pour un écoulement

diphasique.


Figure 5: Ecoulement gaz-liquide dans un pipe vertical (Zakarian, 2000)


Pour un conduit donné, les vitesses superficielles du gaz et du liquide seront décrites par les

expressions suivantes, respectivement :

U g ,s=Q g

A et U l , s=

Ql

A

Figure 6 : Carte d’écoulement en conduite verticale (Taitel et Dukler, 1976)


0.01

0.1

1

10

0.1 1 10 100

Vs_

L (

m/s

)

Vs_G (m/s)

Bulles-IntermittentBulles dispersees-Intermittent

Bulles dispersees-BullesIntermittent-Agite

Intermittent-Annulaire


CHAPITRE 4: GENERALITES SUR LES RISERS

La géométrie des risers a une influence sur la formation des instabilités. Dans ce chapitre nous

allons présenter les différentes configurations de risers rencontrées et aborder brièvement les

différentes techniques de pose.

4.1. DEFINITION

Un riser est une conduite ou ensemble de conduites utilisées pour le transfert des fluides

produits du fond marin vers l’unité de production en surface, ou pour le transfert de fluides

d’injection, de contrôle ou de gaz de l’unité de production en surface vers le réservoir sous

marin. Les risers permettent de raccorder les têtes de puits sous marine aux équipements en

surface.

Il existe essentiellement deux types de colonne montante : les colonnes montantes rigides et

les colonnes montantes flexibles. Lorsqu’on combine les deux types (une partie rigide et une

autre flexible) on parle de colonne montante hybride.

4.2. CONFIGURATION

Les colonnes montantes flexibles peuvent être installées selon différentes configurations en

fonction des exigences de production et des conditions environnementales spécifiques du site.

La configuration du riser influence les régimes d’écoulement à l’intérieur de celui-ci.

On connaît différentes configurations de conduites flexibles. Les configurations les plus

courantes sont représentées sur la figure ci dessous. Elles sont connues sous les noms de «

Free Hanging », « Fixed S », « Lazy S », « Camel S », « Lazy Wave » et « Pliant Wave ».

Free hanging

Dans la configuration « Free Hanging », la conduite flexible montante est disposée en

caténaire entre le fond marin et l'installation de surface. Cette configuration présente

l'avantage de la simplicité, mais l'inconvénient d'être mal adaptée aux applications

dynamiques à faible profondeur, en raison des variations de courbure excessives pouvant

être générées à proximité du fond marin. Cependant, cette configuration est couramment

utilisée pour les applications à grande profondeur, c'est-à- dire à plus de 1000 m, voire de

1500 m.



« Fixed S », « Lazy S », « Camel S », « Lazy Wave » et « Pliant Wave

Dans les configurations « Fixed S », « Lazy S », « Camel S », « Lazy Wave » et « Pliant

Wave, la conduite flexible montante est supportée, à une profondeur intermédiaire entre le

fond et la surface, par un ou plusieurs organes à flottabilité positive, de type arche ou

bouée sous-marine. Ceci confère à la conduite flexible montante une géométrie en forme

de S ou de vague, ce qui lui permet de supporter les mouvements verticaux de

l'installation de surface sans générer des courbures excessives de la conduite, lesdites

courbures excessives étant par ailleurs susceptibles d'endommager la conduite.

Figure 7 : Exemples de configurations courantes de risers (Offshore Technology Conference, 1994)

4.3. INSTALLATION D’UN RISER

Une fois la conception terminée, les risers sont installées suivant trois principales méthodes :

pose en « J », pose en « S » et pose en déroulé. Ces expressions font référence à la forme

adoptée par la colonne montante.

4.3.1. METHODE DE POSE EN « S »



La méthode la plus commune d'installation de colonne montante en eau peu profonde est la

méthode de pose en « S ». La figure ci-dessous présente une configuration typique de pose de

riser en S. Comme représenté sur la figure, la pose en forme de S se fait à l’aide d'une barge

ayant à son bord plusieurs stations de soudure où l’équipe de soudure réalise les opérations de

soudure. Le riser est progressivement descendu dans la mer jusqu’au fond marin

(« touchdown point »). Après le point de contact du pipe avec le fond, au fur et à mesure que

des tronçons de pipe s’ajoutent la conduite prend la forme en S. Une rampe de pose

(« stinger ») est utilisée comme support afin d’atténuer les contraintes de flexion sur le pipe

au cours de sa descente. Une glissière de tension (« tensioners ») est utilisée pour éviter la

déformation du pipe. Cette méthode de pose est employée pour des installations de risers dans

des eaux peu profondes et profondes.

Figure 8: Installation en forme de S (ISOPE, 2010)

4.3.2. METHODE DE POSE EN « J »La pose en forme de « J » est illustrée par la figure ci dessous. Cette méthode de pose permet

d’éviter certaines difficultés rencontrées lors de la pose en « S » telles que les déformations.

Les tronçons de pipe sont raccordés les uns après les autres par soudure. Le navire de pose fait

descendre le pipe presque verticalement jusqu'à ce qu'il atteigne le fond (« touchdown

point »). La colonne prend ensuite une forme de J. La méthode en « S » convient mieux aux

installations en mer peu profonde, tandis que la méthode «en J », est plus adaptée aux

installations en mer profonde.



Figure 9: configuration en forme de J (Source: Oceaneering)

4.3.3. METHODE DE POSE EN DEROULE

La pose en déroulé est une technique d’installation de pipeline en mer au moyen d’un navire

ayant à son bord un corps cylindrique autour duquel est enroulé la conduite. La conduite sera

déroulé en mer lors de l’installation d’où le nom pose en déroulé. Ce système permet de

réaliser l’assemblage (soudure) et les contrôles de qualité à terre où les coûts de la main

d’œuvre, comparés à l’offshore, sont moins chers. Ce travail est réalisé dans un

environnement plus stable, mieux contrôlé et dans de meilleures conditions de sécurité alors

que dans le cas des autres systèmes de pose cet assemblage est réalisé en mer.


Figure 10: pose en déroulée (source : Technip)


CHAPITRE 5 : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE

Le champ BETA qui fait l’objet de cette étude est situé sur le bloc K, au sein du bassin

sédimentaire ivoirien. Ce chapitre nous permettra d’avoir une meilleure connaissance de la

zone d’étude.

5.1. BASSIN SEDIMENTAIRE IVOIRIEN

Localisé au sud du pays, entre les longitudes 3°05’w et 7°30’w, le bassin sédimentaire

ivoirien fait partie des bassins côtiers d’Afrique Occidentale. Il est né de l’ouverture

intracratonique de l’Atlantique équatoriale probablement à partir du Jurassique supérieur ou

du Crétacé inférieur, il y a environ 106 millions d’années. Il est composé d’une partie terrestre

(Onshore) et d’une partie marine (Offshore).

5.1.1. PARTIE ONSHORE

La partie « onshore » du bassin sédimentaire ivoirien correspond à un étroit vestige de la

couverture de plate-forme africaine. Elle a une forme de croissant centré sur Jacqueville à 50

km au sud-ouest d’Abidjan. Cette partie du bassin ivoirien a une longueur de 350 km et une

largeur de 40 à 50 km maximum s’étendant de Fresco à la frontière du Ghana. Le bassin

« onshore » est affecté par un accident tectonique majeur dénommé « faille des lagunes ».

Cette faille est le prolongement dans le domaine continental de la faille de « Saint-Paul » et

traverse le bassin sédimentaire de l’Est à l’Ouest parallèlement à la côte (Spengler et Delteil,

1966).

5.1.2. PARTIE OFFSHORE

Le bassin « offshore » est la plus vaste partie du bassin sédimentaire ivoirien. Sa superficie est

d’environ 22000 km², soit 73.3% du bassin de la Côte d’Ivoire (Aka, 1991). Cette partie du

bassin comprend, d’abord le plateau continental qui s’étend jusqu’à 15 km au maximum du

littoral, puis vient le talus, de moins en moins abrupt vers le large, jusqu’à 250 km environ où

le plancher des grands fonds océaniques atteint une profondeur limite de 5000 m.

La partie offshore est la plus développée et connue grâce aux forages pétroliers. Elle est

affectée par des failles majeures de direction ENE-WSW qui sont la «fracture de Saint-Paul»

au nord et la «fracture de la Romanche» au sud.



Elle est également subdivisée en deux marges, à savoir la marge de San-Pédro qui s’étend de

Tabou à Grand-Lahou à l’Ouest et la marge d’Abidjan qui s’étend de Jacqueville à la frontière

Ghanéenne à l’Est (figure 11). La marge d’Abidjan est la zone des principales découvertes des

hydrocarbures en Côte d’Ivoire. Elle renferme la majeure partie des puits forés.

Figure 11: Marge de San-Pedro et d'Abidjan (PETROCI 1990)

5.2. ZONE D’ETUDE

5.2.1. GENERALITES ET LOCALISATION

Localisé dans le Bloc CI-K, le champ BETA se situe en mer à 65 kilomètres environ au sud-

ouest d’Abidjan et à environ 27 kilomètres au sud des côtes de Jacqueville. C’est un champ

d’huile et de gaz associé situé à une profondeur d'eau allant de 900 à 1300 m. Le champ est

produit à partir d’un FPSO (Floating Production Storage and Offloading) situé à une

profondeur d’environ 960m. Il est subdivisé en deux zones (BETA Sud et BETA Nord).


Fleuves et LagunesFaille des lagunes

Limite continentale du bassin


La production du champ a débuté en 1986 avec 20 puits producteurs. Deux collecteurs

(manifold) installés sur le fond marin regroupent la production des puits dans chaque zone.

Cette production est transférée vers les unités de traitement de surface via trois risers de 11

pouces. Avec les débits actuels de production un seul riser sur les trois prévus assure le

transfert de la production depuis les fonds marins jusqu’en surface.

Figure 12 : Système sous marin de production du champ BETA

5.2.2. PROBLEMES RENCONTRES LORS DE LA PRODUCTION

L’exploitation du champ a été confrontée en 1989 à des venues de sable qui ont conduit à

l’arrêt de la production de dix puits. Ces dernières années le champ est confronté à des

instabilités d’écoulement sévère dans la conduite qui assure le transfert des fluides du fond à

la surface entrainant des perturbations de la production.



CHAPITRE 6 : PHENOMENE DE SLUGGING

Il est primordial de bien comprendre le phénomène d’instabilité d’écoulement si l’on veut

contrôler son apparition. Ce chapitre est consacré à la description du mécanisme de formation

des instabilités d’écoulement et à la présentation des différents types d’instabilités

susceptibles de se créer dans les pipelines.

6.1. MECANISME DU SEVERE SLUGGING

Le processus du « severe slugging » dans le système pipeline-riser se compose de quatre

étapes:

La première est celle de la formation du bouchon de liquide dans la colonne montante.

Le liquide introduit à l’entrée du pipe s’accumule au pied du riser et bloque le passage

du gaz. Celui-ci est compressé à l’intérieur du pipe descendant.

Lorsque le niveau supérieur du bouchon de liquide atteint le sommet du riser, la

deuxième étape du « severe slugging » commence : la phase liquide se déverse dans le

séparateur.


Figure 13 : Formation du bouchon de liquide

Figure 14 : Production du bouchon de liquide


Vient ensuite la troisième étape où la poche de gaz atteint le pied du riser et pénètre à

l’intérieur de la colonne liquide (3). Le bouchon continue de se déverser dans le

séparateur mais avec une vitesse beaucoup plus importante que dans la deuxième

étape. Cette étape est très courte par rapport aux autres c’est pourquoi on la désigne

parfois comme l’explosion de la poche de gaz dans le riser.

Lorsque le gaz atteint finalement le sommet du riser, la pression au pied est minimale.

Le liquide n’est plus soulevé par le gaz et s’écoule le long de la paroi du riser. Il vient

s’accumuler à son pied pour générer un nouveau bouchon. On revient donc à la

première étape.


Figure 15 : Pénétration de la poche de gaz

Figure 16 : Chute du liquide


6.2. DIFFERENTS TYPES DE SLUGGING

Il existe différents types d’instabilité en fonction du mécanisme qui est à leur origine.

Les instabilités d’écoulement peuvent être provoquées par des phénomènes hydrodynamiques

(instabilités hydrodynamiques) ou la topographie du terrain (instabilités topographiques).

L’instabilité d’écoulement peut être également due aux effets transitoires liés au raclage

(« pigging »), au démarrage et à l’arrêt ainsi qu’aux changements de débit et de pression

pendant la production.

Instabilités hydrodynamiques (« hydrodynamic slugging »)

Il est induit par une forte différence de débit entre les deux phases. Le gaz forme alors des

vagues à la surface du liquide, suite au fort cisaillement présent entre les deux phases.

Lorsque l'amplitude de ces vagues atteint le rayon de la canalisation, il y a formation d'un

bouchon de liquide suivi d'une poche de gaz.

Figure 17: Formation de l’instabilité hydrodynamique

Instabilités liées au raclage (pigging slug)

Ce type d’instabilité d’écoulement est créé intentionnellement, il apparaît lorsqu'on introduit

un racleur dans une canalisation contenant un mélange diphasique. Celui-ci accumule le

liquide devant lui et l'entraîne vers la sortie de la canalisation.



Instabilités topographiques (Terrain Slugging)

En raison des géométries complexes imposées généralement par le terrain sur le pipeline, Le

régime de l’écoulement diphasique se trouve perturbé avec l’apparition d’un régime appelé

terrain slugging. Un exemple est celui d’un pipeline posé sur un terrain dont la géométrie est

très accidentée (fond marin, région montagneuse, etc.).

Figure 18: Instabilités topographiques

Instabilités géométriques (Riser slugging ou Severe slugging)

Cette instabilité se produit lorsque les débits de gaz et de liquide deviennent faible et aux

changements de direction, dû au passage d’une conduite horizontale à une conduite verticale

de liaison fond-surface (riser). Le liquide s’accumule dans les points bas de la conduite et tend

à bloquer le passage du gaz. Celui-ci est compressé jusqu'à ce que la pression en amont

dépasse la pression due au poids du liquide accumulé en aval. Le bouchon de liquide est alors

poussé par le gaz en expansion de façon brusque dans le séparateur ce qui peut conduire à un

débordement ou à l’arrêt du séparateur.



22èmeème Partie Partie : : MATERIEL ET METHODES MATERIEL ET METHODES



CHAPITRE 1 : MATERIELS DE TRAVAIL

Ce chapitre consiste essentiellement à énumérer des matériels, documents techniques,

logiciels utilisés durant notre stage et qui nous ont permis d’accomplir la tache qui nous a été

confiée. Ce sont des rapports d’activités de production et des documents relatifs aux

écoulements polyphasiques et aux techniques de contrôle des instabilités d’écoulement lors

des opérations de production.

1.1. RAPPORTS D’ACTIVITES DE PRODUCTION

Les rapports de production donnent des renseignements sur les activités des équipements de

production. Il y est également fait mention des incidents survenus sur la plateforme chaque

jour. Le phénomène d’instabilités est également rapporté.

1.2. PROFIL DU RISER

Le profil du riser est la variation de l’angle que fait le riser avec l’horizontal par rapport à la

profondeur. Ce profil est utile pour le calcul des pertes de charge dans les puits, dues à

l’élévation.

1.3. RECHERCHE BIBLIOGRAPHIQUE

Nous avons également disposé d’une littérature composée de plusieurs documents, pour la

plupart, consultables en fichiers électroniques. Ce sont pour la plupart des thèses de doctorat

de chercheur de l’Institut Française du Pétrole (IFP), de l’Université Norvégien des Sciences

et Technologies et des publications de l’Association des Ingénieurs Pétrole (SPE).

Ceux-ci nous ont permis d’avoir, des notions relatives aux écoulements polyphasiques et des

techniques de contrôle des instabilités lors des opérations de production.



CHAPITRE 2 : METHODES DE TRAVAIL

Ce chapitre consistera à présenter la démarche suivie et la méthode pour mener a bien cette

étude.

2.1. ETAT DES LIEUX

Nous faisons l’état des lieux du champ en présentant les conséquences des instabilités

d’écoulement sur les équipements et la production du champ et les différentes stratégies

employées pour atténuer son impact.

2.1.1. DESCRIPTION DU SYSTEME DE CONTROLE

Le système est composé d’un tronçon de pipeline posé sur le fond marin, d’un riser, d’une

vanne de contrôle en sortie de ligne et d’un séparateur.

Figure 19 : Schéma du dispositif de contrôle

2.1.2. MECANISME DE CONTROLE

Le principe de ce système est de réguler les débits à l’entrée du séparateur afin d’assurer un

débit stable en manipulant l’ouverture de la vanne. Cette opération est réalisée grâce à des

capteurs de pression fournissant des informations sur la ligne. Le régulateur compare la valeur

de la pression mesurée à la base du riser avec une valeur de consigne. La différence entre ces

deux valeurs est alors utilisée pour calculer la valeur de pression à imposer à travers



l’ouverture de la vanne en tête dans le but de réduire au maximum l'écart entre la mesure et la

consigne. La figure ci-après illustre le fonctionnement du système de contrôle.

2.1.3. LIMITES DE LA TECHNIQUE EN COURS

Le contrôle par l’ajustement permanent de l’ouverture de la vanne en tête ne permet pas de

stabiliser l’écoulement dans le riser. Ceci s’explique par le fait que l’instabilité prend

naissance au pied du riser et les variations sont tellement brusques et importantes que le

système n’arrive pas à stabiliser les écoulements.

Les chocs dus au phénomène obligent à un entretien fréquent de la vanne en tête avec pour

conséquence l’arrêt de la production. Ce qui entraîne une perte de revenus.

2.1.4. IMPACT DU SEVERE SLUGGING

2.1.4.1. CONSEQUENCES SUR LA PRODUCTION

L’instabilité d’écoulement (« severe slugging ») est un phénomène cyclique qui entraîne des

périodes de non production suivies de périodes de forte production. Les débits varient

excessivement et gênent le bon fonctionnement des équipements en aval. Le phénomène de

« severe slugging » engendre une contre pression (back pressure) dont la conséquence est la

baisse de la productivité des puits. Le champ BETA disposant d’un réservoir à faible


Figure 20 : Illustration du fonctionnement du système de contrôle (source : BP)


perméabilité et d’une huile de densité 22°API est très sensible à la contre pression exercée par

la colonne de liquide contenu dans le riser. C’est un régime d’exploitation non-rentable qui

peut à terme conduire à l’abandon du champ.

2.1.4.2. CONSEQUENCES SUR LES EQUIPEMENTS

Dimensionnement difficile du séparateur

L’instabilité de l’écoulement (severe slugging) rend le dimensionnement du séparateur

difficile. En effet, les capacités de liquide et de gaz déterminées lors du dimensionnement

dépendent des débits du gaz et de liquide qui fluctuent au cours du « severe slugging ». La

formule ci-dessous montre la relation entre la capacité de liquide et le débit liquide.

d2Leff = 1,429 tr (Qo + Qw) = 1,429 tr QL

Avec:

d = diamètre du séparateur en ftQo = débit d’huile (en BOPD)Qw = débit d’eau (en BWPD)QL = Qo + Qw (en BPD)tro = temps de rétention d’huile (en minutes)trw = temps de rétention d’eau (en minutes)

En général, pour tenir compte du « severe slugging », l’on est obligé de surdimensionner le

premier séparateur (2 à 3 fois le volume du riser) représentant un coût supplémentaire pour le

développement du champ.

Mauvaise séparation

Le « severe slugging » entraîne un disfonctionnement du séparateur qui rend la séparation non

conforme aux consignes d’exploitation. En effet, plus le temps de rétention des fluides dans le

séparateur est grand, mieux la séparation des fluides est faite. Lors des fortes productions ce

temps de rétention diminue rendant mauvaise la séparation.

En posant tro = trw = tr, l’équation redevient:

d2Leff = 1,429 tr (Qo + Qw) = 1,429 tr QL

tr = d2Leff / 1,429(Qo + Qw)



L’expression ci-dessous montre que lors de l’arrivée d’une importante quantité de fluide (Qo

et Qw), le temps de rétention doit diminuer en vue d’éviter l’engorgement du séparateur.

Endommagement par fatigue

Le phénomène de « slugging » engendre une vibration des installations sur la plateforme.

Cette vibration est induite par les fluctuations de la pression due au passage alternatif du gaz

et du liquide. Il aggrave la fatigue des installations.

2.2. PARAMETTRES DE L’ECOULEMENT

Dans cette section, nous déterminerons différents paramètres de l’écoulement dans le riser de

production dans le cas d’un écoulement diphasique (gaz-liquide).

2.2.1. EQUATIONS GENERALES DES ECOULEMENTS

L’étude de l’écoulement d’un fluide amène à déterminer la perte de charge qui a lieu lors de

cet écoulement. Pour ce faire, l’on a besoin de connaître le régime d’écoulement qui est donné

en fonction du nombre de Reynold.

La formule du nombre de Reynold est :

Unités métriques N ℜ=ρvd

μ

Unités de champ N ℜ=124ρvdμ

Avec ρ = densité du fluide, lbm/ft3 ;

v = vitesse du fluide, ft/s ;

μ = viscosité du fluide, cp ;

d = diamètre du pipe, in.

Si NRe<2100, l’écoulement est dit laminaire ;



Si 2100<NRe<4000, l’écoulement est dit transitoire ;

Si NRe>4000, l’écoulement est dit turbulent.

Les pertes de charge ont été mathématiquement modélisées et sont fonction de trois

paramètres : la friction, l’accélération et l’élévation.

2.2.1.1. FRICTION

Figure 21 : Ecoulement dans une conduite

Lors de l’écoulement d’un fluide visqueux, des contraintes de cisaillement apparaissent et

s’opposent au mouvement du fluide. Ces contraintes de cisaillement entraînent une force

appelée force de friction qui sera à l’origine d’une fraction de la perte de charge. Cela nous

amène à déterminer le facteur de friction.

Plusieurs tentatives ont été faites en vue d’exprimer plus clairement ce facteur sans utiliser la

valeur des contraintes de cisaillement.

Pour un écoulement laminaire, l’équation du facteur de friction est :

f =64 μρvd

= 64Nℜ

Lorsque l’écoulement devient turbulent, l’expression de ce facteur devient complexe.

Plusieurs corrélations ont été proposées tenant compte du nombre de Reynold et de la rugosité

relative des tuyauteries. COLEBROOK et WHITE ont proposé une équation plus générale

quelque soit la valeur du nombre de Reynold.



1

√ f=1.74−2 log ( 2 ε

d+

18.7N ℜ√ f )

Où ε est la rugosité absolue caractérisant l’état des parois internes de la conduite, d est le

diamètre de celle-ci et NRe est le nombre de Reynolds.

Par la suite, JAIN proposa une formule qui donne le facteur de friction avec une erreur

inférieure à 3% par rapport à la formule de COLEBROOK et WHITE pour une rugosité

comprises entre 10-2 et 10-6 et un nombre de Reynold supérieure à 5000.

1

√ f=1.14−2 log ( ε

d+

21.25

Nℜ0.9 )

Ainsi, la perte de charge élémentaire due à la force de friction est :

( dpd L )

f

= fρ v2

2 gc d

Avec f = facteur de friction

gc = 32,2 ; facteur de conversion

d = diamètre du pipe

2.2.1.2. ACCELERATION

Cette composante de la perte de charge est due aux variations d’énergie cinétique ou de

l’accélération. La perte de charge élémentaire est exprimée par l’équation suivante :

( dpdL )

acc

= ρvdvgc dL

Avec v = vitesse du fluide ;

gc = 32,2 ; facteur de conversion

d = diamètre du pipe ;

L = longueur du pipe ;



g = accélération gravitationnelle.

2.2.1.3. ELEVATION

L’écoulement du fluide dans la colonne montante se faisant avec une variation de côte, cela

induit une perte de charge due aux variations de l’énergie potentielle. La perte de charge

élémentaire est exprimée par :

( dpdL )

el

= ggc

ρ sinθ

Où θ= inclinaison du pipe par rapport à l’horizontal

L’équation générale du gradient de pression est :

dpdL

= ggc

ρsin θ+ ρvdvgc dL

+ fρ v2

2 gc d

En unité de champ et dans l’ordre de leur grandeur relative nous avons les différents termes

de l’équation générale du gradient de pression :

Pipe incliné pipe vertical

Elévation ¿ ¿

Friction ¿ ¿

Accélération ¿ ¿

2.2.2. CALCUL DES PROPRIETES DES FLUIDES

Pour le tracé du profil de pression, le gradient de pression doit être calculé à plusieurs endroits

choisis le long de la colonne de production. Les propriétés des fluides sont obtenues des

analyses d’échantillons au laboratoire. Mais, très souvent les résultats sont reportés aux

conditions du réservoir. La pression et la température variant le long de la conduite, il est



nécessaire d’avoir des outils capables de donner les propriétés des fluides avec ces variations

de pression et de température.

Pour ce faire, des corrélations empiriques ont été élaborées en vue de traduire en équation les

variations des propriétés des fluides en fonction de la température et de la pression.

Toutes les équations sont données en unité de champs.

2.2.2.1. DENSITE DU FLUIDE

Cas du gaz :

La densité d’un gaz est le quotient de la masse volumique de celui-ci sur la masse volumique

de l’air.

γ g=( ρg

ρair)

p sc; T sc

ρg = masse volumique du gaz ;

ρair = masse volumique de l’air ;

psc = pression standard (14.5 psia) ;

Tsc = température standard (60°F = 520 °R).

Cas de l’huile :

γ o=141.5

131.5+ API

API = densité API de l’huile

2.2.2.2. MASSE VOLUMIQUE DU FLUIDE

Cas du gaz :

ρg=2.7 γ g p

ZT



T = Température, °R ;

Z = facteur de compressibilité du gaz.

Cas de l’huile :

Elle est déterminée quelque soit la quantité de gaz dissout, la pression et la température.

Si on est en dessous du point de bulle, la masse volumique de l’huile est :

ρo=350 γo+0.0764 γ g Rs

5.615 Bo

Rs = volume de gaz dissout dans un baril d’huile ;

Bo = facteur volumique de formation de l’huile.

Au dessus du point de bulle elle devient :

ρo=ρob exp [Co ( p−pb ) ]

ρob = masse volumique de l’huile au point de bulle ;

pb = pression de bulle ;

Co = compressibilité isothermique de l’huile à la température T, psi-1.

Cas de l’eau :

Le volume de gaz dissout dans l’eau est négligé parce qu’étant très faible face à celui qui est

dissout dans l’huile. Cependant la quantité de solides dissouts dans l’eau ne peut être

négligée. La masse volumique de l’eau est alors :

ρw=62.4 γ w

Bw



La masse volumique du liquide est donnée par l’expression :

ρl=ρoWOR

1+WOR+ρw

11+WOR

Où WOR désigne le rapport du débit d’eau sur le débit de liquide.

2.2.2.3. VITESSES SUPERFICIELLES DES FLUIDES

Cas de l’huile :

Pour calculer la vitesse superficielle de l’huile à une position donnée dans la colonne

montante de production, il faut tenir compte de l’expansion de son volume, la pression et la

température baissant. L’équation de cette vitesse est donnée par :

vso=6.5× 10−5 qo Bosc (p ,T )

A

Cas de l’eau :

vsw=6.5 × 10−5 qwsc Bw ( p ,T )

A

La vitesse superficielle du liquide est donnée par :

vsl=v so1

1+WOR+vsw

WOR1+WOR

Cas du gaz :

vsg=1.16 ×10−5 qlsc

A[GLR− 1

1+WORR

s

( p , T )]



Dans le cas d’un écoulement diphasique (gaz-liquide), la vitesse du mélange est donnée par la

formule :

vm=vsl+vsg

Dans les formules ci-dessus on désigne par :

qosc= débit d’huile, STB/D ;

qwsc= débit d’eau, STB/D ;

qosc= débit de liquide, STB/D ;

Bo= facteur volumique de l’huile à p et T données, bbl/STB ;

Bw= facteur volumique de l’eau à p et T données, bbl/STB ;

Bg= facteur volumique du gaz à p et T données, ft3/scf ;

GLR= rapport du débit de gaz sur le débit de liquide aux conditions standards, scf/STB ;

WOR= rapport du débit d’eau sur le débit d’huile aux conditions standards,- ;

Rs= solubilité du gaz à p et T données, scf/STB ;

A= section du pipe, ft2.

2.2.2.4. FACTEUR DE COMPRESSIBILITE DU GAZ

Le calcul se fait avec les pressions et températures pseudo-réduites. Ainsi, on a :

ppr=p

psc

T pr=T

T pc

ppc = pression pseudo-critique ; psia ;



Tpc = température pseudo-critique ; °R.

Les pressions et températures pseudo-critiques peuvent être estimées par les formules

suivantes :

T pc=170.5+307.3 γ g

ppc=709.6−58.7 γ g

Si le gaz contient des impuretés, des corrections peuvent être faites sur les pressions et les

températures pseudo-critiques :

T pc' =T pc−ε

Ppc' =

p pc T pc'

T pc+ε (B−B2 )

Où :

ε=120 ( A0.9−A1.6 )+15 ( B0.5−B4 )

B = fraction molaire de H2S

A = fraction molaire de CO2 + B

La formule de la compressibilité du gaz est :

Z=A+(1−A ) exp (−B )+C PprD

Avec :

A=1.39 ( T pr−0.92 )0.5−0.36T pr−0.101

B=ppr (0.62−0.23 T pr )+ p pr2 ( 0.066

T pr−0.86−0.037)+ 0.36 p pr

6

exp [20.723 (T pr−1 ) ]



C=0.132−0.32 logT pr

D=exp (0.715−1.128T pr+0.42 5 T pr2 )

2.2.2.5. GAZ DISSOUT (RS)

Si les conditions du séparateur sont inconnues, des corrections peuvent être faites sur la

densité du gaz pour la corrélation du Rs et du Bo. L’équation de la correction de la densité du

gaz est :

γ gc=γ g[1.0+5.912× 10−5 ( API )Tlog ( p114.7 )]

T = °F ;

p = psia.

Le volume de gaz dissout à une pression inférieure à la pression de bulle est donné par la

formule :

R s=C1 γ gc pC2 exp [C3( API )T +460 ]

Rs = scf/STB ;

T = °F ;

p = psia.

Les valeurs des constantes utilisées sont fonction du °API.

Tableau 1 : Constantes pour le calcul du Rs

Constantes API ≤ 30 API > 30

C1 0.0362 0.0178

C2 1.0937 1.1870



C3 25.7240 23.9310

2.2.2.6. FACTEUR VOLUMIQUE DE FORMATION

Le facteur volumique de formation d’un fluide est un paramètre qui permet d’avoir le volume

qu’avait le fluide à une position donnée dans la tuyauterie de production connaissant son

volume dans les conditions standard.

Cas du gaz :

Bg=0.0283 ZT

P

p = psia ;

T = °R.

Cas de l’huile :

Lorsque l’huile est en dessous de la pression de bulle, on a :

Bo=1+C1 R s+C2 (T−60 ) APIγ gc

+C3 R s (T−60 ) APIγ gc

p = psia

T = °F.

Les constantes dépendent de la densité API :

Tableau 2 : Constantes pour le calcul du Bo

Constantes API ≤ 30 API > 30

C1 4.677 × 10−4 4.670× 10−4

C2 1.751 ×10−5 1.100 ×10−5



C3 −1.811×10−8 1.337 ×10−9

Si l’huile est au dessus de la pression de bulle facteur volumique de formation devient :

Bo=Bob exp [Co ( pb−p ) ]

Bob = facteur volumique de formation à la pression de bulle ;

pb = pression de bulle.

Cas de l’eau :

Bw=B℘ (1+XY ×10−4 )

Où :

Bw = facteur volumique de formation de la saumure ;

Bwp = facteur volumique de formation de l’eau pure ;

Y = salinité de l’eau, ppm.

X=5.1+108 p+ (T−60 ) (5.47 ×10−6−1.95×10−10 p )+(T−60 )2 (−3.23 ×10−8+8.5 ×10−13 p )

B℘=C1+C2 p+C3 p2

Avec :

C1=0.9911+6.35× 10−5 T+8.5 × 10−7 T2

C2=1.093 ×10−6−3.497 ×10−9T +4.57× 10−12T 2

C3=−5 ×10−11+6.429 ×10−13 T−1.43 ×10−15 T2

2.2.2.7. COMPRESSIBILITE ISOTHERMIQUE

La compressibilité isothermique de l’huile saturée en gaz peut être calculée par la formule :

Cas de l’huile :

Co=5R s+17.2T−1180γ gc+12.61 ( API )−1433

p× 105



p = psia ;

T = °F.

Cas de l’eau :

Cw=(C1+C2 T+C3 T2 )×10−6

Où :

C1=3.8546−0.000134 p;

C2=−0.01052+4.77×10−7 p;

C3=3.9267 ×10−5−8.8 ×10−10 p;

T = °F ;

p = psia.

Cas du gaz :

Cg=1p− 1

Z∂ Z∂ p

2.2.2.8. VISCOSITE DU FLUIDE

Cas de l’huile :

En dessous du point de bulle, on a :

μo=A μoDB

Où :

µo = viscosité de l’huile à la pression et à la température d’intérêt ;

µoD = viscosité du gaz libre, cp;

μoD=10x−1.0;

x=Y T−1.163;

Y=10Z;



Z=3.0324−0.0203( API );

A=10.715 (R s+150 )−0.515;

B=5.44 ( R s+150 )−0.338.

Au dessus du point de bulle, la viscosité devient :

μo=μob ( p / pb )n

Où :

μob = viscosité de l’huile au point de bulle ;

m=C1 pC2 exp (C3+C4 p );

C1=2.6;

C2=1.187;

C3=−11.513;

C4=−8.98× 10−5.

Cas de l’eau :

μw=μwD [1+3.5 ×10−2 p2 (T−40 ) ]

μwD = viscosité de la saumure à p = 14.5 psia et à T

Y = salinité de l’eau

μwD=A+B /T

A=−4.518 ×10−2+9.313 ×10−7Y −3.93× 10−12Y 2

B=70.634+9.576 ×10−10Y 2

Cas du gaz :

μg=A ×10−4 exp (B ρgC )

Où :



A=( 9.4+0.02 M )T 1.5

209+19 M +T;

B=3.5+0.01 M + 986T

;

C=2.4−0.2 B;

T = °R ;

M = masse moléculaire du gaz.

2.2.2.9. TEMPERATURE DU FLUIDE DANS LE RISER

La température du fluide baisse du fond marin à la tête du riser. Cette variation de température

est exprimée par la formule suivante :

T L=T 1−gT [L−A (1−exp (−LA ))]

T1 = température d’entrée du fluide dans la tuyauterie ;

TL = température du fluide à la distance L ;

L = distance parcourue par le fluide depuis l’entrée ;

gT = gradient thermique ;

A = distance de relaxation.

A=C1 wC2 ρLC3 dC4 ( API )C5 γ g

C6

w = le débit massique du fluide ;

d = diamètre de la tuyauterie, pouce ;

ρL = densité du liquide ;

C1=0.0149;

C2=0.5253;

C3=2.9303;

C4=0.2904;

C5=0.2608;

C6=4.4146.



2.2.3. CORRELATION D’ECOULEMENTS DIPHASIQUES

Dans cette section, nous parlerons des corrélations d’écoulement pour un mélange de liquide

et de gaz. En effet, le calcul du gradient de pression dans ce type d’écoulement requiert la

connaissance des conditions d’écoulement telles que la vitesse et les propriétés du fluide

(viscosité et densité) qui serviront au calcul du nombre de Reynold. Pour ce faire, il est

important de calculer le paramètre appelé « liquid holdup ».

Le « liquid holdup » traduit l’encombrement entre le liquide et le gaz lors de la circulation de

ceux-ci. Il peut être aussi définit comme étant la fraction de liquide présente dans une portion

de la tuyauterie à un instant donné. Il varie de 0 dans le cas d’un écoulement monophasique

de gaz à 1 dans le cas d’un écoulement monophasique de liquide. Sa valeur peut être mesurée

expérimentalement grâce à certaine technique utilisant entre autre la résistivité et la

densimétrie nucléaire.

La valeur du « liquid holdup » ne peut pas être obtenue de façon analytique. Cependant,

certaines corrélations permettent d’approcher sa valeur exacte.

Ainsi, pour le calcul du gradient de pression à travers le riser, nous avons développé la

méthode suivante qui est détaillée en ces points (on évolue dans le sens inverse de

l’écoulement des fluides) :

1. Mesure de la pression et de la température en tête du riser ;

2. Subdivision de la conduite en éléments infiniment petits sur lesquels il n’y a pas de

variations dans les propriétés du fluide ;

3. Calcul du « liquid holdup » sur la première portion de la tuyauterie en supposant que

les propriétés du fluide dans cette section sont égales aux propriétés à l’entrée de la

tuyauterie. La formule utilisée pour ce faire est :

λL=qL

qL+qg

De même, on a pour le gaz : λg=1−λL

4. Calculer la densité du mélange liquide – gaz :

ρm=λL ρL+λg ρg

Avec :

ρL=f o ρo+ f w ρw



fo et fw étant respectivement les fractions de l’huile et de l’eau

5. Calculer la viscosité du mélange liquide – gaz :

μ= λL μL+ λg μg

Avec :

μL=f o μo+ f w μw

6. Calculer tous les autres paramètres physico-chimiques du mélange et déterminer la

température de celui-ci en tête de la première portion de la conduite, le nombre de

Reynold et le facteur de friction

7. Calculer la perte de charge sur cette portion du riser :

Δ p=( 1144

ρm sin θ+1.294 × 10−3 fρm vm

2

d+2.16 ×10−4 ρm v md vm

dL )Δ L

8. Refaire la même procédure pour la portion de conduite suivante et ainsi de suite

jusqu’à la tête du riser en prenant la pression et la température de sortie de la portion

précédente comme étant la pression et la température d’entrée dans la portion suivante.

Les paramètres du fluide et ceux de l’écoulement sont déterminés à la température et à

la pression de la portion.

2.2. DETERMINATION DES REGIMES D’ECOULEMENT

Les cartes d'écoulement permettent de déterminer les différents régimes d'écoulement à

l'intérieur d'un pipeline pour un écoulement diphasique. Les cartes d’écoulement, sont des

représentations graphiques bidimensionnelles des domaines d’existence des différents régimes

en fonction des paramètres du fluide.

Taitel & Dukler (1976), nous propose des modèles de cartes d’écoulement en fonction des

vitesses superficielles de chaque phase. Celles-ci utilisent en ordonnées les vitesses

superficielles du liquide et en abscisse celles du gaz, en coordonnées logarithmiques (voir

figure 4 et 6).



2.3. INVESTIGATION DES SOLUTIONS DE CONTROLE

Nous présentons ici des solutions alternatives qui pourraient aider à remédier au « severe

slugging » pendant la production. Nous présenterons ces différentes techniques en montrant

pour chacune d’elles les avantages et les inconvénients et donner des exemples d’utilisation

dans l’industrie pétrolière.

2.3.1. AMORTISSEUR DE BOUCHON (SLUG CATCHER)

L’amortisseur de bouchon est un dispositif installé en sortie de ligne assurant la fonction

d’empêcher les bouchons de liquide (« slugging ») ou les surpressions induites par les

instabilités (« slugging ») de passer aux niveaux ultérieurs du système de traitement. Il permet

ainsi d’assurer un débit régulier aux installations en aval et permet d’améliorer le traitement

du mélange.

Figure 22: Amortisseur de bouchon (source : ABB)

2.3.2. POMPAGE POLYPHASIQUE

Une solution efficace mais très couteuse est l’installation d’une pompe polyphysique soit sur

le fond marin soit en surface pour améliorer la remontée du fluide. La pompe fournissant

l’énergie nécessaire à la remontée du fluide.



Exemple : La mis en œuvre de cette technique d’activation de la production est effectué à

l’aide de pompes hybrides sur le fond de la mer associant technologies multiphasiques et

centrifuges. Cette activation de la production permet d’améliorer la remontée des fluides

jusqu’à la surface et de maintenir des volumes de production élevés pour des champs situés en

eaux profondes.

2.3.3. GAS-LIFT

L’injection de gas lift (gaz de soulèvement) au pied du riser est une solution permettant

également de lutter contre le « slugging » dans le système pipeline riser. Le gas lift au pied

riser peut se faire soit depuis la plateforme à l’aide d’un compresseur et d’une conduite (1)

soit par insertion d’un pipe pour transférer du gaz de la canalisation au riser à un point au-

dessus de la base du riser (self lifting) (2).

Le but du gas-lift à la base de la colonne montante est d’alléger la colonne de liquide afin de

faciliter sa remontée. Cette technique permet de stabiliser l’écoulement. Le gaz est injecté à

un point déterminé du riser.

Figure 24 : Gas lift (IFP, 2005)

Exemple : Le projet Jubilée, Ghana, prévoit un système d’injection de gaz au pied du riser. Le

gaz sera injecté à la base du riser depuis la surface.


Figure 23 : Pompe multiphasique (source : Total)

1 : Injection de gaz 2 : Auto ascension


2.3.4. DEVIATION DU GAZ

Du gaz est prélevé de la canalisation vers le séparateur. La vanne de la ligne de déviation

permet de réguler la pression et permet de maintenir un écoulement stable du liquide dans la

colonne montante.

Figure 25: Contrôle automatique par déviation du gaz (IFP, 2005)

2.3.5. GEOMETRIE DE LA CONDUITE

L’installation d’une conduite à géométrie particulière (spirale ou sinusoïdale) à la sortie de la

conduite débouchant directement sur la colonne montante est un moyen simple et efficace de

contrôler le « severe slugging ». Cette technique permet d’homogénéiser le fluide avant son

entrée dans la colonne montante. Parce que l’une des conditions pour que le « severe

slugging » se forme est que l’écoulement soit stratifié dans la conduite avant la colonne

montante.



2.3.6. SYSTEME DE SUPPRESSION DES INSTABILITES (S3)

Le système de suppression du slugging (slug suppression system) est un mini séparateur

disposé en sortie de ligne avant le séparateur principal. Il permet de stabiliser l’écoulement

pour assurer un débit régulier au séparateur ultérieur.

Figure 27 : Slug suppression system (Shell)

Fonctionnement du S3

Le système de suppression de slugging S3 est un système qui combine le principe de

l’amortisseur de bouchon (« slug catcher ») avec le contrôle dynamique de vannes. Le

système est constitué d’un petit séparateur avec deux vannes de contrôle dynamiques installé

à la sortie du gaz et celle du liquide. La pression et le niveau de liquide sont automatiquement

contrôlés. Le gaz et liquide s’écoulent séparément vers le séparateur du premier étage de

façon contrôlée. Les débits de sortie du gaz et du liquide contrôlés à l’aide d’informations

reçues sur les pressions et les débits dans le riser.


Figure 26: Atténuation du sluging par la géométrie de la conduite


Exemple : Le système S3 est utilisé avec succès sur la plateforme Expro Gannet Alpha de Shell ainsi que sur les champs Otter et Penguins.

2.3.7. SECTION MULTITUBULAIRE

Cette solution est notre invention pour atténuer les instabilités d’écoulement. Il s’agit d’une

section multitubulaire (figure ci-après) à placer en amont de la colonne montante. Le gaz qui

se retrouve dans la partie supérieure de la conduite inclinée débouchant sur la colonne

montante s’écoulera à l’intérieur des tubes insérés dans la conduite principale pour se

retrouver à un point au dessus de la colonne montante. Cette technique permet d’alléger la

colonne hydrostatique et de faciliter l’ascension des fluides.

Figure 29 : Section multitubulaire


Figure 28 : Représentation du fonctionnement du système S3 (Shell)


3ème Partie3ème Partie : RESULTATS ET DISCUSSION: RESULTATS ET DISCUSSION



1. PROFILE DE PRESSION

Figure 30 : profil de pression

La pression évolue de 2300 psia à 2000 psia du fond à la surface. Cette baisse est liée aux pertes de charges dues essentiellement à l’élévation et à la friction dans la colonne montante.

2. REGIMES D’ECOULEMENT

Nous avons déterminé les différents régimes d’écoulement qui se développe au cours de

l’écoulement du manifold au séparateur. Les vitesses superficielles le long du pipe on été

reportées sur la carte des régimes d’écoulement réalisée pour le champ.


1950 2000 2050 2100 2150 2200 2250 23000

2

4

6

8

10

12

Profil de pression

Pression (psia)

Prof

onde

ur (m

)


2.1. SECTION HORIZONTALE

Figure 31 :

Régimes d’écoulement dans la partie horizontale du riser

Dans la section horizontale du riser, les écoulements sont soit stratifiés, soit stratifié à vague.

Il se développe à quelques moments des écoulements annulaires et des écoulements à poches

et bouchons (figure 28). Les écoulements stratifiés apparaissent sur les tronçons à pente

négative.


Régime dispersé

Régime de slugging

Stratifié à vague

Annulaire

Vitesse Superficielle du gaz (m/s)

Vit

esse

sup

erfi

ciel

le d

u li

quid

e (m

/s)


2.2. SECTION VERTICALE

Figure 32 : régimes d’écoulement dans la partie verticale du riser

Dans la section verticale du riser, les écoulements sont majoritairement intermittents (figure

32). Les écoulements intermittents (régimes slug) apparaissent sur les tronçons à pente

positive. Ceci confirme les descriptions avancées dans la première partie pour le régime slug :

Une conduite descendante suivi d’une conduite ascendante favorise l’apparition du régime de

« severe slugging ».

3. ORIGINES DU PHENOMENE DE SLUGGING

3.1. GEOMETRIE DU PIPELINE

La géométrie du riser (figure 35) est favorable à l’apparition du phénomène d’instabilité.

Lorsque les débits sont faibles et que l’énergie des fluides n’est pas suffisante pour permettre

leur ascension, le liquide sous l’effet de la gravité s’accumule dans les points-bas du pipeline


Régime dispersé

Régime de slugging

Stratifié à vague

Annulaire

Stratifié

Vitesse Superficielle

Vit

esse

sup

erfi

ciel

le d

u li

quid

e (m

/s)

Vitesse Superficielle du gaz (m/s)


et bloque le passage du gaz. Le liquide est ensuite expulsé de façon brusque lorsque la

pression exercée en amont par le gaz soit suffisante pour vaincre la pression hydrostatique de

la colonne de liquide au dessus.

3.2. DIAMETRE DU PIPELINE

Les gros diamètres augmentent le risque d’instabilité des écoulements et l’apparition du

phénomène de « slugging ». Dans le cas de notre champ, le riser à été dimensionnée pour

transporter une production supérieure à la production actuelle. Donc la baisse de la production

suite à déplétion normale et à l’arrêt de production de certains puits fait que le diamètre de la

colonne apparait gros.

3.3. PROFONDEUR D’EAU

Le phénomène d’instabilité prend des proportions de plus en plus inquiétantes à mesure que

la profondeur d’eau augmente. Le champ BETA sur lequel porte notre étude est situé en

offshore profond favorisant ainsi l’apparition des instabilités d’écoulement dans le riser. En

effet, plus on va en profondeur plus l’énergie nécessaire à l’ascension des fluides du fond

marin à la surface est grande. En plus, la colonne de liquide devient grande augmentant la

charge hydrostatique c'est-à-dire la contre pression sur le gaz.

4. SOLUTION DE CONTROLE PRECONISEE

Un amortisseur de bouchon (slug catcher) positionné en tête de la colonne montante avant le

premier étage de séparation permettra d’atténuer l’impact du « severe slugging » sur la

production du champ BETA. Une étude complémentaire est nécessaire pour trouver les

dimensions optimales de cet équipement dans le cas de notre champ.



CONCLUSION

Le Travail réalisé a permis de présenter différentes solutions capables d’atténuer les effets des

instabilités sévères de l’écoulement. Au nombre de ces techniques de contrôle des instabilités

sévères nous avons l’injection de gaz au pied du riser. Cette solution permet d’alléger la

colonne de liquide en augmentant le rapport gaz sur huile. Elle est cependant très couteuse

car nécessite l’utilisation d’un système de compression du gaz et d’une conduite de transfert.

Une autre solution est la manipulation de la vanne en tête de la colonne. Il s’agit d’ajuster

l’ouverture en fonction du régime d’écoulement. La vanne est grandement ouverte en période

stable puis dans les périodes de fortes instabilités l’ouverture de la vanne est réduite. Cette

technique peut s’employer soit manuellement soit automatiquement à l’aide d’un dispositif.

Elle a cependant l’inconvénient de réduire la production totale du champ du fait de la contre

pression exercée en tête de la colonne.

L’installation d’un amortisseur de bouchon (« slug catcher »), solution retenu dans le cadre de

l’étude permet de se protéger des conséquences des instabilités des écoulements.

L’amortisseur de bouchon est un dispositif semblable à un séparateur de phase. Il est installé

en sortie du riser avant le premier étage de séparation. Il a pour fonction de recevoir en

premier la production puis d’atténuer les instabilités afin d’assurer un débit régulier aux autres

équipements en aval. Ce dispositif demande cependant beaucoup d’espace sur la plate-forme

de production.

Une étude complémentaire est nécessaire pour fournir les dimensions de cet amortisseur de

bouchon.



BIBLIOGRAPHIE

[1] E. Zakarian, Modélisation et analyse des instabilités d'écoulements diphasiques dans les

conduites pétrolières du type pipeline-riser, thèse de doctorat, Université Paris 13, mars 2000.

[2] M. Baudin, Méthodes de relaxation pour la simulation des écoulements diphasiques dans

les conduites pétrolières, thèse de doctorat, Université Pierre et Marie Curie, 2003.

[3] Havre, K. and Dalsmo, M. (2002), Active feedback control as a solution to severe

slugging, SPE Production and Facilities pp. 138–148. SPE 79252.

[4] Hedne, P. and H. Linga (1990). Supression of terrain slugging with automatic and manual

riser choking. Advances in Gas-Liquid Flows pp. 453–469.

[5] Sivertsen, H. (2007). Stabilization of desired flow regimes using active control. PhD

thesis. NorwegianUniversity of Science and Technology.

[6] Storkaas, E. (2005). Stabilizing control and controllability: Control solutions to avoid

slug flow in pipeline-riser systems. PhD thesis. NorwegianUniversity of Science and

Technology.


Profon

deu

r (m)

Température potentielle (°C)


ANNEXEANNEXESS

ANNEXE 1 : MECANISME DU SEVERE SLUGGING

ANNEXE 2 : EVOLUTION DE LA TEMPERATURE EN FONCTION DE LA PROFONDEUR DANS L’OCEAN ATLANTIQUE

OUATTARA KOBENAN BERNARD Page a ESMG Elève Ingénieur Pétrole 11ème Promotion ESMG

Figure 34 : Températures moyennes en fonction de la profondeur d’eau en région tropicale (en.wikipedia)

Figure 33: Evolution de la pression au d’un cycle de severe slugging((Erich ZAKARIAN, 2000)


On met en évidence trois couches différentes dans l'océan :

o La couche de surface (ou couche de mélange) de 50 à 200 m d'épaisseur où les températures sont à peu près celle de la surface,

o La couche thermocline de 200 à 1000 m d'épaisseur, dans laquelle la température décroît rapidement avec la profondeur (sauf aux grandes latitudes où la température de surface est voisine de celle du fond),

o La zone profonde, qui s'étend jusqu'au fond, caractérisée par des températures faibles et homogènes.

Cette évolution de la température avec la profondeur est illustrée figure 35 par 1 profils de températures moyennes dans l'océan Atlantique à différentes latitudes.

ANNEXE 3 : CONFIGURATION DU RISER DU CHAMP BETA

Figure 35 : Configuration de la colonne montante du champ BETA

OUATTARA KOBENAN BERNARD Page b ESMG Elève Ingénieur Pétrole 11ème Promotion ESMG

Documents

TFE_FINAL2-OUATTARA