retour au tableau


CONFIGURATION 1


 Rappel de la configuration choisie

Notre installation comporte un tubbing de diamètre standard cinq pouces trois huitièmes et une partie flowline - riser de diamètre sept pouces un quart. La rugosité des tubes est constante et égale à 75.10-5.
Compte tenu de la pression relativement élevée du réservoir qui lui confère son caractère artésien, nous nous sommes fixé un débit d'extraction de pétrole brut Qmax relativement élevé, mais qui reste dans la fourchette de production standard d'une installation pétrolière offshore. De plus, tous les décisions que nous avons prises permettent d'avoir une pression initiale de sortie Psmax au niveau de la plate-forme à la limite supérieure de ce que peuvent supporter l'ensemble des procédés de traitement du fluide présents sur ce type d'installation. De la même manière, il existe une limite inférieure de pression Psmin compte tenu de la viscosité importante du fluide, en dessous de laquelle le traitement n'est plus possible. Dans la suite de l'étude, nous ne descendrons jamais en dessous d'une certaine production correspondant à un débit Qmin afin de satisfaire les contraintes de rentabilité de la plate-forme.

Description de l'exploitation pour le débit Qmax

Nous pouvons immédiatement noter trois zones distinctes correspondant au changement de pentes entre le tubbing (tube vertical souterrain) et la flow line (tube horizontal au fond de l'océan), et entre la flow line et le riser (tube vertical subaquatique). Les pertes de charge sont plus importantes dans le tubbing et le riser ; en effet la pression totale est composée des termes dynamique, statique et hydrostatique :

Ainsi la forte variation d'altitude (de l'ordre du kilomètre) engendre des pertes de charge hydrostatiques importantes et prépondérantes comparées aux pertes de charge linéaires. En l'occurrence, les pertes de charge sont plus fortes sur la petite distance de tubes verticaux que sur la longue distance de tubes horizontaux. Cette conclusion nous montre qu'une réduction conséquente des pertes de charges passe par une meilleure étude de l'écoulement sur le tubbing et le riser.


Top Bottom

 Evolution temporelle

Le but de cette partie est de donner une évolution de l'exploitation du gisement à l'industriel. Cette évolution ne peut être quantifiée temporellement, car nous ne connaissons pas le volume de pétrole brut contenu dans le réservoir. Ainsi, l'industriel devra surveiller les valeurs des débits et des pressions pour obtenir les informations voulues sur l'exploitation.
Notre stratégie privilégie la production et se sépare en deux étapes :

Evolution de la pression dans le réservoir et au manifold pour le débit Qmax

Les diminutions de pression dans le réservoir et dans le manifold sont comparables à la variation de pression sur la plate-forme. Nous avons fait ce choix car le plus important est la rentabilité du gisement. La pression limite à la plate-forme étant atteinte nous lançons une seconde étape.

Visualisation de l'équivalence " pression dans le réservoir - débit de sortie " afin de conserver Ps = Psmin

Cette courbe permet à l'industriel de déduire la pression du réservoir à partir du débit obtenu à la plate-forme. En fixant la pression en sortie, donc au cours du temps, le débit de pétrole brut va diminuer, il sera mesuré par l'exploitant, ainsi il saura exactement la pression dans le réservoir à l'instant t. Les débits servent donc de référence temporelle.
Cependant, on peut émettre un doute sur la rentabilité du gisement pour le débit minimum fixé. Pour cette raison l'activation par gas lift semble inévitable. Celle-ci permettant d'augmenter la production (cf présentation du gas lift).

Top Bottom


 Activation par gas lift

Notre première idée fut d'utiliser le gas lift dès le début de l'exploitation car le débit de gaz à la plate-forme est très important pour un débit de Q=Qmax, ainsi nous aurions pu maintenir la production maximale plus longtemps. Cependant, le gas lift dépend de beaucoup de paramètres : de la vitesse du gaz, de la vitesse du liquide, de la quantité de gaz présente dans le mélange… Le cas idéal est obtenu lorsque la vitesse du gaz est égale à celle du liquide mais ce cas semble irréaliste pour notre étude. De plus, le gas lift reste inefficace lorsque la quantité de gaz dépasse 15 % dans le mélange car l'ajout gazeux ne diminue alors pas assez la masse volumique du mélange.
Ainsi, pour le débit considéré le gas lift est infructueux car l'ajout de gaz ne change pas radicalement la masse volumique du mélange. Nous introduisons un débit de gas lift q1 qui servira de référence dans toute la suite de l'étude.


Effets du gas lift pour le débit Q=Qmax

Nous en concluons que l'utilisation du gas lift dès le départ de l'exploitation est vaine car la quantité de gaz nécessaire pour aboutir à des résultats probants est supérieure à la quantité de gaz obtenue grâce à l'exploitation. Le gaz récupéré sur la plate-forme sera plutôt brûlé et pourra ainsi former un stock d'énergie important.

Pour des débits inférieurs à 0,5 Qmax, nous obtenons une efficacité intéressante. Cependant il est impossible de déterminer une configuration optimale autant au niveau du débit de pétrole brut que du débit de gaz injecté. Pour bien comprendre le phénomène, analysons l'influence du gas lift pour un débit de Q=0,25 Qmax.

Effets du gas lift pour un débit de Q=0,25 Qmax sur l'évolution de la pression le long des conduites

La différence de pertes de charge entre les configurations sans et avec gas lift est flagrante. Sur la totalité de l'installation, nous diminuons les pertes de charge d'environ 15%. On peut remarquer que le gain se fait sur les parties verticales alors que les pertes de charge sont plus importantes le long de la flow line si nous utilisons le gas lift.

Effets du gas lift dans le tubbing pour un débit de Q=0,375 Qmax

Nous pouvons remarquer en visualisant la pente des courbes de pression que, comme la masse volumique du fluide diminue lorsque nous augmentons le débit de gaz injecté, cela permet de diminuer de façon conséquente les pertes de charge hydrostatiques. Cependant, même si nous ne le visualisons pas sur cette figure, à partir d'un certain débit, l'activation par gas lift n'est plus efficace car elle ne permet plus de diminuer les pertes de charge (phénomène de saturation).

Top Bottom

 Bilan global de l'installation

Le gisement est donc prêt à être exploité, les études de faisabilité ayant été réalisées. Nous allons maintenant résumer les différentes étapes du projet.

Après cette étape de dimensionnement de l'installation, résumons l'évolution de son exploitation. Notons seulement qu'une évolution temporelle explicite n'est pas possible compte tenu du manque d'informations sur la taille du gisement.
La première étape sera une étape privilégiant la production de pétrole brut. En effet, un débit Qmax sera maintenu alors que la pression de sortie (du F.P.S.O.) diminuera jusqu'à la valeur critique inférieure (Ps = Psmin).
Ensuite, la pression de sortie étant minimale, le débit de pétrole brut devra baisser. Lors de la première phase de baisse du débit , l'activation par gas lift n'est pas efficace. Pour un débit de 0,375 à 0,5 Qmax, le gas lift sera installé avec un débit de référence q1. Cette activation permettra de faciliter l'extraction du pétrole brut en abaissant la masse volumique du mélange.
Le gisement arrivera alors à la fin de sa vie et le peu de pétrole extrait ne justifiera alors plus son exploitation.
Cependant, n'oublions pas que cette étude est purement théorique, la réalité donnera sans doute des résultats différents et des phénomènes non simulés apparaîtront.

Pour conclure, cette étude nous a permis de connaître les différentes étapes de l'évolution d'un gisement et de découvrir des problèmes inhérents à ce genre d'exploitation : modélisation du gas lift, raccordement des pressions au manifold… Tous ces problèmes sont détaillés dans la partie modélisation - problèmes survenus.


Top Bottom

 



Contexte
Présentation
Modélisation
Démarche
Résultats
Analyse
Conclusion