Hydrodynamique d'un gaz à condensats dans une ligne de transport sous-marine

Introduction


    La découverte du pétrole par Edwin Drake et George Bissell près de Titusville (Pennsylvanie) en 1859 a été l’élément déclencheur d’une « ruée vers l’or noir » que nous vivons encore aujourd’hui. Celle-ci a été le vecteur d’avancées technologiques fulgurantes dans des domaines variés, permettant à l’Homme de sans cesse repousser ses limites et d’aller chercher le Pétrole toujours plus loin, toujours plus profond.

    Ces dernières années, les grandes compagnies pétrolières se sont fortement orientées vers l’exploitation Offshore pour finalement arriver de nos jours à atteindre des champs situés à des profondeurs d’eau de plus de 2 000m. Cela dit, rares sont les cas où les champs sont suffisamment proches des côtes pour qu’un déplacement de la tête de puits soit économiquement rentable (gros diamètres de pipelines et matériaux coûteux du fait du caractère corrosif de l’huile et du gaz). Pour réduire les coûts de transport, on utilise alors des unités de pré-traitement en mer dont la fonction principale est de séparer l’eau, les hydrocarbures (pétrole et gaz) et les solides entraînés provenant du champ, et de les épurer, notamment en ôtant le CO2 et le soufre responsables de la corrosion des canalisations.

    Par grands fonds et ultra grands fonds, l’une des unités les plus efficaces est le FPSO (Floating Production and Storage Offloading), un bateau aménagé pour accueillir une unité de traitement. Le pétrole, une fois stabilisé, est stocké sur place et évacué par tanker à une fréquence donnée et le gaz est soit liquéfié sur place et stocké de même manière que l’huile,  soit, si la côte est à moins de 1 000km, transporté par gazoduc vers une centrale de traitement à terre.

    Le cadre de cette étude se limite à cette dernière configuration, l’objectif étant de s’appuyer sur des outils de simulation numérique des écoulements multiphasiques instationnaires pour appréhender les phénomènes physiques ayant lieu dans le gazoduc et ainsi valider le bon dimensionnement de celui-ci.


Contexte de l'étude


    Une compagnie pétrolière projette de réaliser un dégoulottage (ou accroissement de production) sur une de ses unités produisant un gaz à condensats en augmentant la capacité de traitement de 750 000 Sm3/j de gaz à 1 300 000 Sm3/j. L’étude a donc pour but de déterminer si la canalisation en place accepterait un tel changement de débit et comment l’écoulement du mélange de gaz et de condensats en serait affecté, ceci ayant pour but d’assurer un dimensionnement correct du séparateur gaz liquide situé en entrée de la centrale. En effet, les variations de pression et de température tout au long du gazoduc occasionnent une condensation partielle du gaz et l’hydrodynamique diphasique qui en résulte a tendance à faire apparaître des écoulements à poches et bouchons, du fait du caractère accidenté du terrain, qui doivent être parfaitement caractérisés afin de ne pas risquer d’endommager les équipements de la centrale.

Une première partie de l’étude portera sur le régime permanent du système avec la détermination :
  • De la pression nécessaire au niveau du FPSO pour fournir le débit nominal de gaz à la pression de 70 bara en entrée de centrale par calcul de la perte de charge le long du gazoduc
  • De la variation du débit volumique de condensats au séparateur  lorsqu’on change le débit de gaz ; ceci permettra de valider l’efficacité de la séparation
Une deuxième partie de l’étude portera sur le régime transitoire du système avec la détermination : 
  • De l’évolution dynamique de la quantité de condensats durant les phases de raclage (nettoyage de la canalisation par introduction d’un racleur)
  • De l’évolution de la pression délivrée par la FPSO durant les phases de raclage
Toutes les simulations seront réalisées, pour chacun des deux débits, à l'aide du logiciel OLGA, code de calcul de grande renommée dans le génie pétrolier.

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Bibliographie

http://www.sciences.univ-nantes.fr/physique/perso/aloui/dea-diphasique/diphdex.html

"Offshore production facilities & flow assurance", F. Baccati, polycopié ENSPM-RIG

"Ecoulements diphasiques", J. Fabre & D. Legendre, polycopié N7
"Ondes", J. Fabre, polycopié N7

"Thermodynamique des fluides complexes", X. Joulia, polycopié A7
"Ecoulements diphasiques instationnaires ; rapport IMFT Interfaces n°25", J. Fabre & coll., 1991
Canal-U : 20 000 liens sous les mers - TECHNIP
Canal-U : Les plateformes offshore sous et sur l'eau - TECHNIP
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Nomenclature

On donne ici une nomenclature des lettres et symboles utilisés dans le reste du site :

R    fraction volumique
U    flux volumique (m.s-1)
P     pression (Pa)
S     aire de la section occupée par une phase (m2)
A     aire de la section du tube (m2)
f'      forces de pression et visqueuse exercée par le fluide à l’interface (Pa.m-1)
m     masse (kg)
c      célérité de l'onde de pression (m.s-1)
DH  diamètre hydraulique (m)
Re   nombre e Reynolds
Fr    nombre de Froude
h      enthalpie (J.kg-1) ρ     masse volumique (kg.m-3)
τ     contrainte frictionnelle (Pa)
θ     angle du tube par rapport à l’horizontale (°)
ε     rugosité absolue du tube (m)
λ     conductivité thermique (W.m-2.K-1) k     Indice de la phase

L    liquide

G    gaz

m    mélange

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Remerciements

"Je tiens à apporter tous mes remerciements chaleureux à Monsieur Jean Fabre pour son dévouement et son soutien à mon égard ainsi que pour l'aide inestimable dont il m'a permis de bénéficier grâce à son expérience, ses connaissances et son expertise dans le domaine."



Contacts

Encadrant :  Monsieur Jean Fabre, Professeur émérite appartenant au groupe INTERFACES de l'IMFT

Etudiant :     Monsieur Jérémy Mascarade, élève ingénieur au sein du département Génie des Procédés et                                       Informatique de l'ENSIACET, en spécialisation au sein de l'option Fluides&Procédés à l'ENSEEIHT