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Enseignant : Mr Jean Fabre et Mr  Dominique Legendre
Etudiants :         Sylvain Jardel  et  Stanislas Gendreau

Rapport


gisement_pecorade

"Récemment, un arrêté du ministère de l'écologie et du développement durable accordait, en janvier, et pour une période de quatre ans, une autorisation [...] au secteur de recherche et d'exploitation du groupe Total."
"Cela sent de plus en plus le pétrole entre le Gers et les Landes."


Sommaire

Introduction

Précédent BEI

Approche de l’étude

Caractéristiques du système (installation)

Géométrie

Conditions aux limites

Etude du système

Système instable

Etude en régime stationnaire

Etude en régime instationnaire

Conclusion




Introduction

La partie amont de l’industrie pétrolière et gazière offre de nombreux exemples d’écoulements multi-phasiques. Lors de l’extraction des hydrocarbures depuis le gisement pétrolier source se trouve généralement de l’huile présente sous plusieurs phases, liquide et gazeuse. D’autres phases solides (sable) et liquide (eau) viennent aussi souvent s’ajouter.

Seulement deux phases gaz et liquide seront retenus dans cette étude. L’huile et le gaz se retrouvent après extraction du gisement dans un séparateur afin d’être dissociés et acheminés séparément en raffineries. Ce séparateur en fin d’exploitation représente une importance particulière, car il doit être dimensionné à partir de la connaissance à partir des débits de sortie d’huile et de gaz et de leurs proportions respectives dans le liquide.  La mécanique des fluides ainsi que la thermodynamique sont déterminantes pour la caractérisation du fluide. En effet, la mécanique des fluides permet d’avoir accès aux vitesses des fluides et la thermodynamique donne les pressions et les températures, données déterminantes pour  le taux de présence de chaque phase.

En raison des géométries  complexes imposées généralement par le terrain sur le puits et le pipeline, Le régime de l’écoulement diphasique se trouve perturbé avec notamment l’apparition d’un régime  de type slug. Ce dernier est caractérisé par la succession de bouchons de liquides suivis de poches de gaz. Sous certaines conditions, ce régime peut devenir instable et entrainer alors des fortes variations de pression et de débit massique indésirables et néfastes pour l’ensemble de l’installation.

Ce phénomène instable  qui pose bien des soucis à des pétroliers n’a pas encore été décrit et compris dans son intégralité par la communauté scientifique.

Le gisement de Pécorade sur lequel porte  notre étude est affecté par ce phénomène de slugging. Les  premiers travaux de Total montrent  bien les divergences entre les résultats expérimentaux et les simulations réalisées sous OLGA, logiciel pétrolier de référence. L’année précédente, dans le cadre du BEI, des élèves se sont penchés sur les différentes conditions d’apparition de se phénomène. L’objectif de l’étude est d’essayer de caractériser plus précisément ces instabilités, en  reprenant des simulations sur le système complet, mais aussi en introduisant d’autres aspects et concepts qui s’avèreront nécessaire pour une meilleure compréhension du phénomène.  La caractérisation de ce problème pourrait ensuite aboutir à des solutions permettant de prévenir ou contrer ces instabilités néfastes pour la production d’huile.

Précédent BEI

Les étudiants ont commencé par simplifier la géométrie du pipeline à 7 tronçons, en veillant à conserver les tendances principales (pentes et longueurs). Cette opération réduit considérablement le phénomène de « bruits parasites » créées par les raccordements entre les tronçons, car le logiciel OLGA rencontre des difficultés de calculs à ces points particuliers.

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Profil de la géométrie simplifiée

Les résultats obtenus par les étudiants ont montré qu’il n’y avait d’instabilités d écoulements  dans le pipeline seul. Cependant, les élèves ne disposaient pas du fichier thermodynamique complet permettant de simuler la longueur réelle du puits. Ils ont cependant trouvé que sous certaines conditions de géométrie du puits, des instabilités dans les écoulements apparaissaient.


Approche de l’étude

Cette année, nous sommes dotés d’un fichier thermodynamique plus complet permettant de simuler parfaitement la longueur réelle du puits. L’objectif est d’aller plus loin dans la compréhension du phénomène en essayant de caractériser le système entier.
Ainsi, il sera possible en ajoutant un équipement bien connu (vanne, compresseur) à un endroit précis, de contrer ces instabilités.

Caractéristiques du système (installation)

Les installations nécessaires à la production pétrolière sur le gisement de Pécorade sont constituées de trois éléments principaux :
- Puits
- Pipeline
- Séparateur

Données de production :

- Viscosité du liquide : 15 cSt
- Masse volumique du liquide : 940 kg/m3
- Pression et température au séparateur (sortie du pipeline) 21 bar absolu et 20°C
- Débit de liquide au séparateur : 23 m3 par jour
- Rapport débitmétrique gaz/huile (au séparateur) : 100 Standard m3 de gaz par m3 de liquide

Le puits sera considéré comme étant constitué des mêmes matériaux que le pipeline.

Caractéristiques du puits :
Profondeur    1603 m
Diamètre    60 mm
Rugosité    20 μm
Matériaux du tube    métal

Caractéristiques du pipeline :
Longueur    2200 m
Diamètre    72,9 mm
Rugosité    20 μm

Matériaux constituants l’ensemble puits et pipe :
Matériaux du tube    métal
Epaisseur    7,5 [mm]
Capacité thermique    500 [J/kg.C]
Conductivité    45 [W/m.K]
Densité    7850 [kg/m3]

Géométrie

donnees typographiques
Données typographiques

geometrie complete
Géométrie du puits et du pipeline

Conditions aux limites

Dans cette installation de production pétrolière, certaines conditions aux limites sont fixées par l’opérateur. Ainsi, la pression en sortie du pipeline est fixée à 19 bars absolus. De même, la pression au fond du puits est quasiment fixée par les conditions géophysiques du réservoir. Cependant on ne possède pas cette donnée précisément. Les données expérimentales fournissent les débits liquides de gaz, ainsi qu’une valeur de la pression en entrée de pipeline.
Pour fixer les bonnes conditions aux limites, plusieurs essais sur OLGA ont été réalisés avec différentes valeurs de conditions aux limites. Les valeurs retenues sont celles qui permettent d’obtenir des valeurs les plus proches des valeurs moyennes expérimentales.
Cependant, la physique du réservoir impose généralement de manière naturelle une pression en entrée de puits et non un débit massique. Pour l’étude complète du pipeline, il sera nécessaire pouvoir faire varier la pression en entrée et le débit massique indépendamment afin de pouvoir caractériser complètement le système.

Les conditions aux limites  suivantes sont  finalement retenues :
Pression en entrée de puits     128 bars
Débit massique total    0,274 kg/s
Pression en sortie de pipeline    19 bars
Température en sortie (séparateur)    20 °C

Etude du système

L’étude menée pour ce BEI a pour objectif principal de mieux comprendre le système d’exploitation de Pécorade à partir du logiciel OLGA. Une meilleure compréhension du phénomène de sévère slugging pourra ainsi être apportée.  La possibilité d’ajouter des équipements spécifiques dans le but de contrer ces instabilités sera aussi étudiée.

Système instable

Système complet (puits + pipeline)

Compte tenu des conditions aux limites présentées ci-dessus il est impossible d’imposer à la fois le débit massique du fluide et la pression en entrée de puits. Ainsi  deux types de simulations sous OLGA semblent pertinents :

-    Une simulation à débit massique fixé en entrée de puits, la pression en entrée de puits étant ensuite calculée par OLGA.

-    Une simulation à pression en entrée de puits fixée, le débit massique dans la conduite étant ensuite calculé par OLGA.

Dans cette partie, on cherche à observer ce qui ce passe une fois le régime transitoire passé et à noter les éventuels temps caractéristiques. Les résultats expérimentaux annoncent des temps caractéristiques allant de quelques minutes  jusqu’à 10h. Les simulations sont donc réalisées sur 30h afin de pouvoir observer tous les phénomènes mis en jeux.

Débit massique fixé

Une première simulation portant sur l’ensemble du système est réalisée. Le débit massique est fixé dans OLGA au niveau de la source en entrée de puits à 0,274 kg/s, c’est le débit massique nominal donné par l’opérateur.

ph
Figure 10 : Pression entrée de puits

Les oscillations de la pression en entrée de puits mettent en évidence des instabilités. La pression varie d’un ΔP de 25 bars autour d’une valeur moyenne égale à 128 bars. Les variations de débit sont de l’ordre de 17 % de la valeur moyenne. Afin d’observer les différentes fréquences caractéristiques de ce signal temporel, une vision en fréquentiel permettrait d’obtenir les différentes fréquences et périodes caractéristiques de ces instabilités.

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Figure 12 : Spectre pression en entrée de puits

Fréquences caractéristiques : 

table1

Les fréquences caractéristiques mises en évidence par la transformée de fourrier ne sont pas les mêmes que celles trouvées par Total lors de la campagne Miranda. Un temps caractéristique significatif de l’ordre de l’heure (1h20) est tout de même à retenir.

Pression en entrée de puits fixée

En fixant la pression en entrée de puits à 128 bars, cela correspond mieux au cas naturel. Cette pression est la valeur moyenne de la pression calculée par OLGA lors du cas précédent à débit fixé. OLGA nous renvoie alors le débit massique global dans la conduite.

dt
Figure 13 : Débit massique en entrée de puits

A pression au fond du puits fixée, le débit massique d’entrée oscille faiblement (ΔQ =0,3 kg/s) autour d’une valeur moyenne de 3,17 kg/s.  Les variations de débit se trouvent de 10 % de la valeur moyenne. La valeur du débit massique calculée entrée de puits est très éloignée de la valeur précédente de débit massique (0,274kg /s). Il semblerait qu’OLGA se place sous deux régimes différents, suivant si l’on impose en entrée le débit massique ou la pression. Ce sont ces deux régimes que l’on se propose de caractériser par la suite en réalisant une étude statique de l’installation.

Une visualisation dans le plan fréquentiel ne montre des fréquences caractéristiques beaucoup plus importantes que celles trouvées précédemment. Le phénomène mis en jeux par les oscillations de débit massique ne sont sous doute pas de même nature que ceux observés précédemment.

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Figure 14 : Spectre du débit massique en entrée de puits

Ainsi, deux simulations avec des conditions aux limites distinctes permettent d’observer un comportement instable. Une simulation à débit massique fixé en entrée de puits (0,274 kg/s)et une simulation à pression en entrée de puits fixée à 128 bars.

Périodicité

Afin de visualiser la périodicité du système, il est intéressant de tracer où le temps n’apparaît plus. On trace par exemple la pression en entrée de puits en fonction de la vitesse de sortie du pipeline, dans le cas où le débit est fixé.

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Figure 15 : Plan de phase pression entrée/vitesse liquide

Etude en régime stationnaire

Le système complet présentant des instabilités, une étude statique permet de mieux caractériser le comportement de celui-ci. La condition statique est obtenue avec OLGA en imposant le modèle steady state. Il convient pour cela de régler les paramètres de simulation en fixant le « end time » à 0. L’étude statique consiste à regarder le comportement de la pression ou la variation de pression (pression entrée moins pression sortie) pour différents débits massiques en entrée puits. Cette variation de pression est dû à deux contributions qui sont la perte de charge par frottements sur les parois de la conduite et une perte de charge hydrostatique dû à la gravité.

ΔP = ΔPgrav + ΔPfrott

Etude du système complet

Pour cette étude, la pression de sortie du pipeline a été fixée à 19 bars. Le débit massique d’entrée  est aussi fixé pour chaque simulation. La caractéristique est tracée pour un débit d’entrée allant de 0 à  4 kg/s. Le terme additionnel de perte de pression calculé par OLGA est un terme dû au transfert de masse.

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Figure 16 : Caractéristique statique système complet puits + pipeline

Etude du pipeline

Une étude approfondie du pipeline seul et du puits seul a été réalisée. En effet, la caractéristique du système complet ne permet pas d’observer la contribution de chacun de ces éléments.

La pression en sortie du pipeline est fixée à 19 bars.

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Figure 17 : Caractéristique statique du pipeline

A partir d’un certain débit massique, l’écoulement dans le pipeline est dominé par le frottement.

Etude du puits

La caractéristique du puits a été tracée en tenant compte de la condition de raccordement entre le pipeline et le puits. En effet, pour chaque débit massique, la pression obtenue en entrée de pipeline, est utilisée comme pression de sortie du puits. 

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Figure 18 : Caractéristique statique du puits

Dans le puits, l’écoulement est dominé par  la gravité. La variation de pression par frottements n’a que très peux d’influence sur la variation totale de pression, même pour d’importants débits massiques.

Etude de la jonction

Après l’étude de chaque partie puits et pipeline séparé, il est possible de les assembler bout à bout et de comparer les résultats obtenus avec le système complet. Des résultats identiques en termes de pertes de pertes de pression sont attendus.

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Figure 19 : Superposition caractéristique statique système complet et somme (puits + pipeline)

Régimes d’écoulements

Les régimes d’écoulement circulant dans notre installation sont susceptibles d’apporter des informations, quand aux phénomènes se produisant dans les conduites. Les régimes d’écoulements dans le puits et le pipeline ont été calculés en régime permanent.

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Figure 20 : Régimes d’écoulements dans le puits

Dans le puits, les écoulements sont à bulles ou à poches et bouchons. Au pied du puits l’écoulement en provenance du gisement est à bulles : Le gaz est sous forme de petites bulles dispersés au milieu de l’écoulement de liquide. Lors de la remonté du fluide dans le puits, la pression diminue et les bulles deviennent de plus en plus volumineuses et importantes. Un régime slug apparaît ensuite à partir de -800m dans le puits.

Dans le pipeline, les écoulements sont soit stratifiés, soit à poches et bouchons (figure 21). Les écoulements stratifiés apparaissent sur les tronçons à pente négative, les écoulements à poches et bouchons 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 slug.

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Figure 21 : Régimes d’écoulements dans le pipeline

Etude en régime instationnaire

Caractéristique en régime instationnaire

L’étude en régime instationnaire est plus proche des conditions réelles de production sur Pécorade. La caractéristique du système complet : Pression au pied du puits en fonction du débit massique donne des résultats relativement proches de ceux en régime stationnaire. Les simulations ont été réalisées avec débit massique comme condition d’entrée.
Deux zones caractéristiques apparaissent :
- Une région stable à droite du graphique pour des débits massiques supérieurs à 0,6 kg/s.
Dans cette zone, les courbes caractéristiques des régimes stationnaires et instationnaires se superposent parfaitement.
- Une région instable, à gauche du graphique pour des débits massiques inférieurs à 0,6 kg/s.
Dans cette zone, la pression oscille de manière périodique fortement dans les temps. Les valeurs des pressions maximales et minimales sont représentées sur le graphique.

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Figure 22 : Comparaison caractéristique stationnaire et instationnaire

La figure 22 met en évidence deux points de fonctionnement si l’on se place à pression fixée. Il ya deux débits massiques qui correspondent à cette condition d’entrée. Les simulations à pression fixée en condition d’entrée sous OLGA renvoient un débit massique dans la zone stable dans la partie droite de la courbe. Ainsi, OLGA se place naturellement dans la zone stable lorsqu’on fixe la pression d’entrée. L’objectif de l’étude étant de se placer le plus proche possible des conditions réelles de fonctionnement, le reste de l’étude est réalisé autour du point nominal de fonctionnement à débit massique fixé à 0,274 kg/s.

Etude grandeurs globales

Pour aller plus loin dans la compréhension du phénomène physique de sévère slugging apparaissant dans l’installation, l’évolution des grandeurs globales significatives ont été étudiées. Ces grandeurs globales sont les suivantes :

- Débits massiques (entrée puits, entrée pipeline sortie pipeline)

- Pressions (pieds de puits, tête de puits, sortie pipeline)

- Fraction volumique de liquide intégrée dans le puits et le pipeline

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- Vitesse de liquide en sortie de pipeline

Les simulations ont été réalisées sur plus de 20 h afin de pouvoir étudier les grandeurs une fois le transitoire passé et sur plusieurs périodes de fonctionnement. La figure 23 met clairement en évidence la périodicité du phénomène. La fraction volumique de liquide intégrée sur l’ensemble du puits représente globalement la quantité de liquide présente dans le puits. La masse volumique de l’huile liquide étant bien plus importante que celle du gaz, cette fraction volumique intégrée représente approximativement la quantité d’hydrocarbure présente dans le puits.  La fraction volumique  de liquide intégrée oscille périodiquement et met ainsi en évidence deux phases distinctes. Lorsque la fraction de liquide augmente il s’agit de la phase de remplissage du puits par le liquide. La durée de cette phase est de 1h17min. La diminution de la fraction de liquide dans le puits correspond à la phase de vidange. Cette phase est beaucoup plus courte que la précédente et dure 16 min.

La vitesse de remplissage et de vidange dans le puits peut aussi être calculée. C’est la pente de la courbe de la fraction volumique de liquide multiplié par la hauteur totale du puits.

tableau

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Figure 23 : fraction volumique de liquide dans le puits




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Figure 24 : Evolution de la fraction volumique de liquide intégrée dans le puits et le pipeline

La fraction volumique de liquide intégrée dans le pipeline suit la même évolution que celle dans le puits. Le pipeline est donc affecté par le même phénomène périodique de remplissage et de vidange de liquide. Cependant sa valeur est plus faible en moyenne, en raison de la détente du gaz qui se fait progressivement en remontant globalement  le puits, avec la diminution de pression hydrostatique.

La visualisation sous OLGA de l’évolution de la fraction volumique de liquide a permis d’observer le déplacement d’une onde marquant la séparation entre une fraction volumique de liquide très élevée (0,75) et une fraction volumique de liquide faible (0,3). A l’aide d’un programme Matlab, l’évolution du front d’onde, lieu de la discontinuité entre ces deux valeurs a été représenté (figure 25).

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Figure 25 : Evolution du front d’onde dans le puits

La vitesse de front d’onde pendant les phases de vidange et de remplissage a été calculée. De part et d’autre de ce front les vitesses de liquide et de gaz peuvent aussi être déterminées.

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La vitesse de remplissage de liquide est à très proche de celle de liquide en aval de l’onde de remplissage. Ce serait donc le liquide qui transporterait l’onde. On ne peut pas faire la même remarque avec le gaz dans la phase de vidange.

L’évolution des débits massiques en pieds de puits, en tête de puits et en sortie a été représentée. (Figure 26). Les débits massiques, excepté le débit en pieds de puits suivent l’évolution observée auparavant de remplissage et de vidange. C’est pendant les phases de vidange du puits que les débits massiques sont élevés. Pendant la phase de remplissage du puits, le débit massique est quasiment nul. Ces variations de débit massique ont lieu au même moment. Plus est on s’éloigne du puits, plus les variations de débits massiques sont importantes.

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Figure 26 : Débits massiques

La vitesse de liquide en sortie de pipeline suit une évolution sensiblement semblable à celle du débit massique correspondant. En effet, c’est le liquide qui transporte principalement la masse, la masse volumique de liquide étant largement supérieure à celle du gaz. Cependant, des vitesses négatives apparaissent pendant la phase de vidange du puits. Ceci n’est pas conforme à ce qui est normalement observé sur les relevés de Total. Afin d’être le plus fidèle aux conditions de fonctionnement,  il conviendrait de voir comment empêcher ces vitesses négatives, en plaçant un clapet anti-retour par exemple, ou bien en modélisant le séparateur sous OLGA.


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Figure 23 : Vitesse sortie pipeline

Conclusion

Ce BEI sur l’installation de Pécorade de a été la source d’un travail d’exploitation très intéressant pour la compréhension du phénomène de « Terrain slugging ».  Une modélisation de l’installation complète sous OLGA avec les données réelles du puits et un fichier Thermodynamique adéquat ont permis d’observer un régime de fonctionnement fidèle à la réalité avec en particulier un «régime de « severe slugging » sous certaines conditions .
Les premiers résultats obtenus vont dans le prolongement du travail réalisé dans le précédent BEI, avec en outre l’apport de nouvelles données, comme l’instabilité du puits seul, qui ont directement influencé le plan de l’étude.  Afin de caractériser le système, une étude en régime stationnaire et en régime instationnaire ont été réalisées. L’étude en instationnaire a permis de mettre en évidence et caractériser des phases de remplissage et de vidange de liquide dans le puits, à l’origine de ces intermittences de débits massiques à sortie du pipeline.
Certains paramètres de fonctionnement comme les vitesses négatives en sortie de pipeline ne sont pas représentatifs de la réalité, et des pistes de travail sont encore à creuser concernant l’amélioration de ce point. Placer un séparateur en sortie ou un clapet anti-retour peuvent être des solutions. D’autre part, l’index de productivité du puits n’étant pas connu, il pourrait être intéressant de tester différents index en plaçant une vanne bien dimensionnée en entrée de puits.
Enfin, ce projet long BEI a été l’occasion de mener un réel travail de type ingénieur. Le travail d’équipe à été nécessaire pour pouvoir obtenir une efficacité optimale. L’organisation des tâches s’est révélée primordiale pour respecter les délais impartis. Il fallu d’autre part faire appel à de multiples notions vues en cours au long de ces trois années à l’ENSEEIHT. Ce travail de synthétisation de toutes ces compétences est essentiel.

Bibliographie :

-Ecoulements diphasiques, poly N7,  J.Fabre, D.Legendre
-Stability of severe slugging, Yehunda Taitel
-The elimination of severe slugging –experiment and modeling, F.E Jansen, O.Shoham
- Analyse des signaux determinists, poly N7, A. Sevrain




BEI 2009 - Total - Severe slugging