Etude avec Ledaflow de slugging sur un champ grande profondeur en Afrique

 

Source : www.LedaFlow.com

Anas Fikri

Félix Collin-Bastiani

Matthias Cremon

 

Encadré par : Fabien Papot (Total, Exploration et Production)

                 Dominique Legendre (IMFT, groupe Interface)
 


Contexte général du projet

Entreprise

Total est un groupe pétrolier français, leader national et parmi les 6 leaders mondiaux dans ce secteur. Ce grand groupe est impliqué dans l'ensemble de la chaîne de production et d'extraction du pétrole brut et du gaz naturel ainsi que de la production d'énergie et de l'exploitation commerciale. La partie extraction qui nous concerne fait intervenir deux secteurs différents : les réservoirs et les conduites de remontées à la plateforme. C'est ce dernier secteur qui est au centre de notre projet.

 


 

Problématique

Les huiles et/ou les gaz naturels sont acheminés depuis des réservoirs profonds à la surface par des pipelines de plusieurs kilomètres de long. Ces écoulements en conduites faisant intervenir de nombreuses problématiques (problèmes de pression, température et écoulements triphasiques), leur maîtrise est primordiale tant en terme de rentabilité de production que de préservation de l'environnement. Des technologies contemporaines à fort degré d'innovation (gas lift, duses, etc) permettent en effet d'améliorer la production.

Ces écoulements peuvent engendrer des instabilités qui empêchent un bon contrôle de la production et gênèrent des vibrations importantes sur les installations. Ces conditions instables, si non corrigées sur le long terme, peuvent être très néfastes aux installations et à la production.

La nécessité de contrôler ces vibrations demande de comprendre ce phénomène physiquement et d'en identifier l'origine. Ces phénomènes complexes demandent également l'utilisation de logiciels adéquats comme LedaFlow.

 

 

Source : http://en.wikipedia.org/wiki/File:Trans-Alaska_Pipeline_System_Luca_Galuzzi_2005.jpg

 

 

Slugging

Un des problèmes majeurs rencontrés dans les écoulements en pipeline est le slugging.

Dans cette section, nous allons expliciter les différents types de slugging existants.

 

Severe Slugging

Le Severe Slugging est particulièrement important parce qu'il apparaît dans des géométries utilisées en extraction d'huiles : une pente descendante suivie d'un riser.

De plus, ce slugging introduit de très fortes oscillations de pression (20-25 bars) ce qui pose des problèmes de sécurité mais aussi de production.

Comme on peut le voir sur la figure ci-dessous, un bouchon de liquide se forme en pied de riser. Cette accumulation de liquide est due aux forces de gravité et entraîne une augmentation de la pression du gaz bloqué en amont du coude. Lorsque la pression est suffisante pour contrer la pression hydrostatique de la colonne de mélange, celle-ci est alors vidangée rapidement. Le cycle peut alors recommencer.

 

Source : http://www.drbratland.com/PipeFlow2/chapter1.html

 

Vidéo 1 : Gas Volume Fraction :

La présence de slugging est fortement dépendante du débit de gaz injectée. En effet, la pression hydrostatique dépend de la hauteur de colonne et de la densité du mélange. Si celle-ci est plus faible, il est possible d'annuler le Severe Slugging (voir Gas Lift).

La période de ce type de slugging peut atteindre plusieurs heures dans certaines configurations.

 


 

Slugging hydrodynamique

Un écoulement en conduite de type Slug Flow apparaît lorsque le gaz se déplace plus vite que le liquide dans un écoulement multiphasique. Dans ce cas de figure, les bulles coalescent et forment de grosses poches de gaz se déplaçant à grande vitesse dans l'écoulement.

Source : http://www.drbratland.com/PipeFlow2/chapter1.html

 

Vidéo 2 : Gas Volume Fraction :

L'amplitude des variations de pression et la période du phénomène sont toutes deux beaucoup plus faibles que pour le cas de severe slugging. Cependant, il entraîne des à-coups de production que l'on souhaite éviter, afin que le séparateur situé en fin de ligne puisse fonctionner de façon plus efficace (et qu'il ne soit pas engorgé). De plus, le principal problème de ces vibrations à haute fréquence est la fatigue qu'elles entraînent sur la structure du système et le danger d'exciter le système à sa fréquence propre.

Pour contrer cet effet néfaste, on joue sur la fraction volumique de gaz afin de retrouver un écoulement à bulles dispersées.

Présentation du logiciel LedaFlow®

LedaFlow® est un logiciel de simulation d'écoulements multiphasiques en conduite de type puits et pipelines.

Il constitue la nouvelle génération de codes de calcul basés sur des modèles physiques multiphasiques plus précis que ceux des codes précédents, comme le solveur Olga. Il permet donc une amélioration de la précision des résultats, ainsi qu'une meilleure ergonomie.

LedaFlow est issu d'une collaboration entre Total, ConocoPhillips et SINTEF et son développement a débuté en 2001. La société Kongsberg s'est jointe au projet en 2009, afin de gérer l'industrialisation et la commercialisation du logiciel. La première version complète du solveur a été commercialisée en juin 2011.

La raison d'être de ce nouveau logiciel est d'améliorer la précision des résultats dans les cas complexes que rencontre actuellement les ingénieurs du domaine pétrolier : des champs à grande profondeur et des pipelines s'étendant sur de grandes distances.

 

Plus d'informations sur ce logiciel peuvent être obtenues à l'adresse : http://www.ledaflow.com.

                        

Découverte des fonctionnalités de LedaFlow

Géométrie de test

Avant de commencer notre projet, nous avons suivi plusieurs tutoriels de Kongsberg, présentant plusieurs cas classiques que LedaFlow peut traiter. La géométrie utilisée est la même dans tous les cas :

En zoomant uniquement sur la partie "FlowLine", on distingue les changements de pentes :

 

Cette géométrie est constituée d'un pipeline (désigné Wellbore 1) et d'un riser (désigné FlowLine), reliés par une vanne. Cette installation permet de connecter la tête de puit (Well) à la station de traitement.

On impose des conditions de flux en entrée, et de pression en sortie.

 

Equations utilisées par LedaFlow

Système d'équations

LedaFlow résout plusieurs équations modélisant des écoulements multiphasique en conduite. En tenant compte de la géométrie particulière de ces écoulements, on se ramène à un système d'équation 1D selon la direction de la conduite. En effet, les composantes de la vitesse sur les autres directions sont faibles et surtout n'influent que très peu sur la nature et le comportement de l'écoulement.

Lors de la création d'un nouveau cas, LedaFlow propose des modèles :

  • 1D, diphasique (liquide et gaz)
  • 1D, triphasique (deux liquides, généralement huile et eau, et gaz)

On a donc, dans le cas général, 3 phases continues et des phases dispersées, comme on peut le voir sur le schéma suivant :

Source : https://www.akersolutions.com/PageFiles/13017/6%20LedaFlow%201.0%20Introduction%20.pdf

Le modèle d'équations comprend donc :

  • 9 équations de transport de masse
    • 3 pour les phases continues
    • 6 pour les phases dispersées (bulles et gouttes)
  • 3 équations de quantité de mouvement pour les phases continues
  • 3 équations de la chaleur pour les phases continues

Évidemment, si l'on choisit un modèle à 2 phases, le nombre d'équations est réduit et le temps de calcul plus faible. On peut également, lorsque l'on sait que les phénomènes thermiques ne jouent pas de rôle important dans le phénomène que l'on cherche à mettre en évidence, ne pas résoudre l'équation de la chaleur.

 


 

Paramètres numériques

LedaFlow est un logiciel destiné à être utilisé sur le terrain par des ingénieurs réservoirs, et non pas comme un outil de recherche pur. C'est pourquoi il ne propose pas d'options numériques avancées.

Les seules options offertes à l'utilisateur sont le nombre CFL, le pas de temps maximal, le temps d'échantillonnage (global et local dans le cas d'utilisation de sondes logger) et le choix de l'ordre de discrétisation : faible ou élevé. Ce choix est global pour le temps et l'espace, et il n'est pas possible de savoir quels schémas sont utilisés, ni même leur ordre réel.

Cette orientation, si elle permet effectivement à un utilisateur non spécialiste des paramètres numériques d'obtenir une solution stable et "clé en main", ne nous a pas permis de savoir exactement quels schémas spatiaux et temporels sont utilisés par le solveur. Même l'aide ne précise pas cette information. 

BaseCase

Le cas de base, BaseCase, permet d'obtenir les premiers résultats sur la géométrie présentée précedemment.

 

Propriétés fluides

Pour cela, on utilise une table PVT, qui relie la Pression, le Volume et la Température via une équation d'état. Toutes les grandeurs physiques calculées par le logiciel utilisent cette table.

 


 

Propriétés solides

On définit également le type de matériaux utilisés pour les pipelines. Dans notre cas, nous avons deux sortes de tubes avec des compositions différentes :

Les valeurs de rugosité et les propriétés thermiques sont donc propres à chaque section.

TurnDown

La courbe de turndown est obtenue en simulant plusieurs débit totaux d'entrée, tout en conservant une fraction massique constante. On trace alors la perte de charge entre l'entrée et la sortie du pipeline. Cette perte de charge présente un point d'inflexion, qui est le point ou le slugging se déclenche.

Nous avons obtenu la courbe suivante :

Le point de perte de charge minimum sépare la zone d'écoulement stable, à gauche, de la zone où le slugging a lieu, à droite.

Ce genre d'étude est intéressant pour l'industriel afin de savoir quel est le point de fonctionnement optimal de sa structure en terme de sécurité et de rendement.

 

Slug Mitigation

Gas Lift

Le Gas Lift consiste en une injection d'un certain débit de gaz dans la conduite afin de diminuer la densité du mélange. En effet, en augmentant le ratio gaz/liquide, on évite l'accumulation de liquide dans le Riser et son évacuation se fait de manière continue.

Dans le cas présenté ci-après, le débit de production d'huile est de 2.4 kg/s et celui de gaz est de 5.6 kg/s.

Nous avons ajouté en bas du riser une injection de gaz de débit variable. Nous traçons la pression en sortie du riser en fonction du temps.

 

 

Jusqu'à t=4h, on n'injecte pas de gaz supplémentaire au gaz extrait. La partie bleue de la courbe ci-dessus montre un fort Severe Slugging d'une amplitude d'environ 10 bars d'une période de 0.85 heures.

A partir de t=4h jusqu'à t=6h (courbe rouge), on injecte un faible débit de gaz supplémentaire. Celui-ci a pour effet d'atténuer l'amplitude des oscillations à 3 bars. La période des oscillations est également diminuée à près de 30 minutes. Cependant, ce débit de gaz injecté n'est pas suffisant pour annuler intégralement le Severe Slugging.

En revanche, passé 6h, le gas lift augmente à 5 kg/s. Ce débit permet de casser les slugs. Le débit sortant de gaz et d'huile est alors constant, ce qui assure la continuité de la production.

Comme nous l'avions vu dans le section dédié au Slugging, ce phénomène est néfaste à la production. Il génère des variations forte du débit d'huile produit, chose que l'on souhaite la plus lisse possible.

Shutdown - Cooldown

Dans cette partie, nous nous intéressons au comportement de l'écoulement dans le pipe lorsque simultanément, à  t=10 minutes, on ferme la vanne à l'aval et on coupe le débit entrant de gaz et d'huile.

Ces deux premiers graphes sont tracés au régime établi $t >> 10 minutes$. On observe ci-dessus que de l'huile stagne dans les parties "creuses" du pipe alors que dans les parties bombées, l'huile est logiquement moins présente. On retrouve bien des effets de gravité.

Sur ce deuxième graphe, on observe que les parties les plus remplies en huile sont celles qui mettent le plus de temps à refroidir. La capacité calorifique d'un liquide est largement supérieure à celle d'un gaz.

Enfin, ce dernier graphe représente en tête de riser l'évolution temporelle des débits massiques en fluides. Il confirme bien la fermeture progressive de la vanne entre t= 10 minutes et t= 11 minutes.

Etude d'un champ réel

Etude de cas

 

LedaFlow est un logiciel destiné à être utilisé sur champ par des ingénieurs réservoirs. Dans cette optique, nous avons tenté de retrouver les phénomènes qui se produisent sur un champ de grande profondeur opéré par Total en Afrique.

Source : http://total.com/fr/energies-savoir-faire/petrole-gaz/exploration-production/secteurs-strategiques/offshore-profond/innovation/subsea-processing​

Sur ce site, on observe du slug hydrodynamique, dont nous pouvons calculer la fréquence et l'amplitude, ainsi que de sévères chutes de pression.

Après avoir calé le modèle pour retrouver les bonnes données d'entrée, nous avons mené plusieurs études de sensibilité afin de quantifier les effets :

​Enfin, nous avons tenté de jouer sur les variables d'ajustement dont nous disposons pour limiter les phénomènes de slugging :

Analyse des données champ

Données champ

 

Afin d'effectuer des simulations numériques reproduisant les conditions expérimentales, plusieurs données nous ont été fournies.

Tout d'abord la géométrie du pipeline utilisé dans le champ étudié (dont le détail ne sera pas explicité ici pour des raisons de confidentialité), ainsi que les pressions et températures d'entrée et de sortie de pipe.

Les matériaux constituants chaque partie de pipe nous ont également été fournis pour bien reproduire le comportement dynamique et thermique du pipeline.

Les caractéristiques de la vanne utilisée sur champ nous ont également été données, en particulier l'évolution de son coefficient de débit en fonction de son ouverture.

Enfin, il nous a été fourni des données sur 80 heures avec une fréquence d'échantillonnage de 1 minute de toutes les grandeurs mesurées :

  • pression
  • température
  • débits de production (huile, eau et gaz)
  • débit de gas lift

 

 

La courbe ci-dessus représente l'évolution de la pression en amont de vanne sur 80 heures. On y retrouve les slugs hydrodynamiques caractérisés par une période courte (de l'ordre de la minute) et par une amplitude faible (2 bar environs) et également le severe slugging caractérisé par des amplitudes fortes (plus de 15 bar) et une période longue (de l'ordre de l'heure).

 

 

Cette deuxième courbe représente les débits de production d'huile sur 80 heures observés sur le champ. On note la forte irrégularité de cette production avec des fréquences et amplitudes de variations se rapprochant de celles des deux slugs.

 


 

Données plus fines

 

Nous avons également eu à notre disposition des données de pression finement échantillonnées, de l'ordre de 10sec entre chaque mesure. Ces données précises nous ont permis d'utiliser la transformée de Fourier rapide (FFT) pour calculer la fréquence caractéristique des oscillations.

Etude de sensibilité

Sensibilité aux paramètres numériques

 

Cette étude de sensibilité est importante pour l'industriel, qui souhaite connaître la précision des calculs dans chaque configuration, mais aussi le temps nécessaire pour obtenir cette précision.

Nous avons donc fait varier plusieurs variables numériques à notre disposition, afin de quantifier leur influence sur la fréquence et l'amplitude des oscillations, ainsi que sur le temps de calcul.

Pour ce dernier, nous avons défini un rapport $\bf{\frac{t_{cpu}}{t_{\phi}}}$ pour comparer plus facilement les cas. L'idéal pour l'industriel est une simulation comprenant plusieurs heures physiques et qui nécessite seulement quelques heures de calcul.

Toutes les simulations ont été effectuées sur le même ordinateur afin d'assurer une comparaison efficace du temps de calcul.

 


 

Remarques générales

Afin de retrouver les données champ via nos simulations numériques, en particulier les pressions en entrée et la pression en amont de vanne de tête de riser, nous devions nous placer dans les mêmes conditions expérimentales. Les données champ nous fournissaient les débits moyens de production et de Gas Lift à injecter en entrée ainsi que la géométrie, les propriétés des matériaux, et les températures en entrée et sortie. Cependant, aucune donnée ne nous était fournie sur l'ouverture de la vanne. C'est avec une étude paramétrique que nous avons déterminé l'ouverture de la vanne comme étant de 0.49 pour se rapprocher au mieux des données en pression donc des conditions expérimentales.

Cependant, cette valeur de l'ouverture de vanne reste approximative. En effet, la précision des valeurs de pressions fournies dans les données champ n'est pas parfaite. Les capteurs de pression en profondeur ont une marge d'erreur de quelques bars et ne peuvent pas bénéficier d'un entretien régulier. De plus, la table PVT que nous utilisons pour nos simulations numériques ne traduit pas idéalement le comportement réel de nos fluides. Compte tenu de ces deux contraintes, une précision de 3 à 4 bars est considérée comme correcte.

Influence du module "Slug Capturing"

Étude du module slug capturing

Nous résumons les résultats de l'influence du slug capturing sur la fréquence et l'amplitude des slugs obtenus avec un maillage 5D (voir page suivante) et un ordre de discrétisation élevé dans les tableaux ci-dessous :

Fréquence (slugs/h)
 

$sans\ Slug\ Capturing$

$\bf \frac{t_{cpu}}{t_{\phi}}$

$avec\ Slug\ Capturing$

$\bf \frac{t_{cpu}}{t_{\phi}}$

$Vanne = 0.45, GL = 57.5$ $33.6$ $5.13$ $50.8$ $7.87$
$Vanne = 0.48, GL = 57.5$ $35.8$ $53.6$
$Vanne = 0.48, GL = 70$ $36.9$ $55.4$
$Vanne = 0.48, GL = 85$ $37.8$ $56.9$

avec : $t_{cpu}$ : temps de calcul CPU

         $t_{\phi}$ : temps physique
 

Amplitude (bar)
 

$sans\ Slug\ Capturing$

$avec\ Slug\ Capturing$
$Vanne = 0.45, GL = 57.5$ $2.5$ $4.5$
$Vanne = 0.48, GL = 57.5$ $4.7$ $4.8$
$Vanne = 0.48, GL = 70$ $5.1$ $5.0$
$Vanne = 0.48, GL = 85$ $5.6$ $5.2$

 

Ce module est censé calculer l'écoulement dans le tube de façon plus précise que le modèle global, notamment en terme de distribution des phases et de type d'écoulement. En effet, au lieu d'utiliser des modèles de fermeture, il résout l'écoulement de façon globale. Cependant, nous n'avons à nouveau aucun accès aux équations qu'il utilise et ne pouvons donc pas chercher d'explication théorique aux écarts que l'on observe sur nos résultats. Si l'amplitude est comparable, la fréquence obtenue en activant cette option est beaucoup plus élevée que la théorie et même que les résultats sans l'activer.

Influence du maillage

Étude de l'influence du maillage

Dans cette partie, on s'intéresse à l'influence du maillage sur les résultats obtenus en sortie : pression, amplitude et fréquence des slugs, temps de calcul CPU...

​On fixe l'ouverture de vanne à 0.45, un débit de gas lift de 57500 kSm3/d correspondant aux données champ, on choisit un schéma de résolution high order en temps et en espace et on lance les calculs sans le module slug capturing pour différents maillages. Un maillage N utilise des mailles d'une taille N*D où D est le diamètre du Pipeline.

On voit que lorsqu'on raffine le maillage on diminue l'amplitude des slugs.

 

Afin de mieux observer l'influence du maillage sur l'amplitude et la fréquence des oscillations, on effectue un zoom sur la courbe précédente.

On remarque qu'on a le même nombre de pics entre 2h et 2h30min. Le maillage a donc une très faible influence sur la fréquence des slugs.

 

Nous résumons les résultats obtenus dans le tableau ci-dessous :

$Maillage$ $Amplitude\ (bars)$ $Fréquence\ (slugs/h)$ $\bf \frac{t_{cpu}}{t_{\phi}}$
$5$ $2.5$ $33.6$ $5.13$
$10$ $3.5$ $33.1$ $1.19$
$20$ $3.8$ $33.5$ $0.33$
$30$ $4.2$ $33.6$ $0.11$

On remarque également que le temps de calcul varie grandement avec la qualité du maillage. Son évolution n'est d'ailleurs pas linéaire. Utiliser un maillage deux fois plus fin multiplie le temps CPU par bien plus que 2.

Influence de la géométrie

Étude de la géométrie

Afin d'étudier l'influence de la géométrie utilisée, nous nous plaçons dans les conditions suivantes:

  • Ordre de discrétisation :     élevé
  • Maillage :                          5
  • Module Slug Capturing :     Non
  • Ouverture de vanne :          0.5
  • Débit de gas lift :               57500 kSm3/d

 

Deux géométries différentes nous ont été fournies. La première, peu précise, ne prend pas en compte toute la complexité de la géométrie réelle.

En zoomant sur la partie Flowline, on se rend mieux compte des différences entre les deux géométries :

            

                               Géométrie raffinée                                                    Géométrie grossière              

 

Nous avons effectué 2 calculs identiques dans les conditions décrites ci-dessus en ne changeant que la géométrie. Nous obtenons les résultats suivants:

 

$Qualité\ de\ la\ géométrie$

$Fréquence\ (slugs/h)$

$Amplitude\ (bar)$

$\bf \frac{t_{cpu}}{t_{\phi}}$
$Grossière$ $35.5$ $5.1$ $5.13$
$Raffinée$ $35.0$ $5.0$ $9.92$

 

L'écart relatif obtenu entre les deux calculs sur la fréquence des slugs hydrodynamique est de 1.6%. De même, l'écart relatif sur les amplitudes est de 2%.

Ces écarts sont négligeables, surtout comparés à l'écart obtenu sur le temps de calcul : Le calcul utilisant une géométrie très précise requiert donc presque deux fois plus de temps et donne des résultats quasi-identiques.

 

Cette étude tend à montrer que l'utilisation d'une géométrie très précise n'est pas très utile pour LedaFlow. Une simplification de la géométrie à utiliser pour les calculs numériques est efficace : un temps de calcul réduit et des résultats similaires sont obtenus.

Conclusion

Synthèse de l'étude de sensibilité

Ci-dessus le type de simulation que l'on peut obtenir en utilisant LedaFlow et leur comparaison avec les données champ.

Dans cette étude de stabilité, nous avons essayé de déterminer les paramètres numériques optimaux pour nos simulations.

Il existe comme dans toute simulation numérique un compromis entre précision des résultats et coût (temps de calcul principalement, mais également espace mémoire).

Cependant, au vu des données dont nous disposions, certaines options coûteuses en temps de calcul peuvent se révéler peu utiles pour la précision des résultats. Ainsi, le module slug capturing semble donner des fréquences assez éloignées de la réalité. Malheureusement, le fait que nous ne disposions pas des équations du modèle global ni de ce module dédié ne nous a pas permis de déterminer pourquoi ces résultats ne semblent pas de bonne qualité.

Les deux propriétés que sont la fréquence et l'amplitude des oscillations nous ont permis d'estimer la qualité de nos résultats. En effet, nous considérons que ce sont ces deux données qui intéressent l'utilisateur, qui souhaite obtenir une production la plus constante possible tout en réduisant les efforts subis par la structure d'extraction.

Influence des conditions opératoires pour minimiser le slug hydrodynamique

Conditions opératoires

Dans cette partie, on ne s'intéresse qu'au slug hydrodynamique. En effet, le severe slugging a une influence sur la régularité de la production mais ne pose pas de grands problèmes de sécurité, contrairement au slug hydrodynamique qui crée des instabilités pouvant dégrader les structures de production.

Nous avons donc mené des études paramétriques sur les variables d'ajustement :

​​Ces deux possibilités représentent les moyens qu'ont les opérateurs pour contrôler la production sur site.

Influence de la vanne

Étude de l'ouverture de la vanne

Afin de minimiser les effets du slug hydrodynamique, nous avons joué sur l'ouverture de la vanne. Il nous a paru également intéressant de mettre en évidence l'influence de la vanne sur le severe slugging. Afin d'effectuer notre étude, nous nous sommes volontairement placé à une ouverture de vanne supérieure à celle utilisé sur le champ étudié. Ainsi, nous mettons en évidence les deux type de slug. Pour le reste des paramètres nous nous sommes placés dans les conditions suivantes :

  • Ordre de discrétisation :     élevé
  • Maillage :                          10D
  • Module Slug Capturing :     Non
  • Débit de gas lift :               57500 kSm3/d

 

Sur la première partie de la courbe (ouverture de vanne comprise entre 0.7 et 0.65), on remarque qualitativement l'atténuation voire l'annulation du severe slugging lorsqu'on ferme la vanne. En effet, par conservation du débit, la vitesse du mélange augmente dans la conduite et l'accumulation de liquide est moins susceptible de se produire.

Cependant, le slug hydrodynamique reste le centre de notre étude. Nous nous concentrons donc sur des ouvertures de vanne comprises entre 0.6 et 0.55 où le severe slugging disparaît et laisse uniquement place au slug hydrodynamique.

 

 

Qualitativement voici les résultats que nous obtenons pour un calcul effectué avec un maillage 10D.

$Ouverture\ de\ vanne$ $Amplitude\ (bars)$ $Fréquence\ (slugs/h)$ $\bf \frac{t_{cpu}}{t_{\phi}}$

$0.55$

$2.8$ $38.9$

$1.19$

$0.6$

$2.3$ $42.5$

 

Si l'influence de l'ouverture de la vanne sur la fréquence des slugs hydrodynamique est presque négligeable, on voit que plus l'ouverture de la vanne est grande, plus l'amplitude des slugs est faible. Cependant, on a vu qualitativement que si la vanne est trop ouverte, du severe slugging apparaît. Le point de fonctionnement idéal est donc l'ouverture de vanne maximale ne produisant pas de severe slugging.

Ces résultats ont été obtenus dans une configuration idéale où les débits d'entrée sont constants, contrairement à la réalité où les débits en sortie de puits sont fluctuants. Ainsi, il nous est possible de déterminer un point de fonctionnement idéal dans notre cas, mais il ne correspond pas à une représentation crédible de la réalité. Pour preuve, on observe sur les données champ des chutes de pression non périodiques et probablement dues à de fortes variations sur les débits en sortie de puits, qui entraînent un slugging terrain.

Influence du Gas Lift

Étude du débit de gas lift

Dans cette partie, on s'intéresse à l'influence du gas lift sur les résultats obtenus en sortie : pression, amplitude et fréquence des slugs, temps de calcul CPU...

Nous avons déjà vu dans les tutoriels que le gas lift pouvait être utilisé pour annuler du severe slugging, en abaissant la densité du mélange. Nous nous concentrons donc ici sur le slug hydrodynamique.

​On fixe l'ouverture de vanne à 0.49, on choisit un schéma de résolution High Order en temps et en espace et on lance les calculs sans le module Slug Capturing pour un maillage 10D.

On remarque que l'amplitude des slugs augmente avec le gas lift. On retrouve également des valeurs assez proches des données champ pour un gas lift de 57500 en ce qui concerne la pression en amont de vanne tête de riser.

Nous résumons les résultats obtenus dans le tableau ci-dessous :

 

$Gas\ Lift\ (Sm^{3}/jour)$ $Amplitude\ (bars)$ $Fréquence\ (slugs/h)$ $\bf \frac{t_{cpu}}{t_{\phi}}$
$0$ $1.0$ $28.7$ $1.26$
$25000$ $3.3$ $31.6$
$57500$ $3.6$ $36.4$
$75000$ $4.0$ $38.2$

 

La solidité des structures peut être mise en danger pour des fréquences de slugs hydrodynamique élevées. Il semble alors recommandé de diminuer au maximum le débit de gas lift injecté. D'une part cette fréquence diminue, et d'autre part l'amplitude des oscillations est également atténuée. Cependant, nous connaissons l'utilité première du gas lift : limiter le severe slugging.

Dans cette optique, le point de fonctionnement idéal est d'utiliser le débit de gas lift minimum qui permet de supprimer le severe slugging. Étant donnée la précision de nos résultats expérimentaux et les erreurs possibles sur les données champs, donner une valeur de gas lift idéale serait trop optimiste.

Synthèse et recommandations

Synthèse et recommandations

Le slugging hydrodynamique est celui qui pose le plus de problème vis à vis de la sécurité des installations. Cette étude avait donc pour but d'imposer des conditions expérimentales idéales pour minimiser l'impact de ce slugging. Cela impliquait d'en diminuer les amplitudes et surtout la fréquence, puisque l'on sait que les structures sont particulièrement mises en danger par les hautes fréquences.

Cependant, éviter le severe slugging présente un intérêt non négligeable du point de vu de la régularité de la production. Le séparateur installé en bout de ligne nécessite un débit d'entrée le plus constant possible, et de plus avec des variations de l'ordre de 180% comme on l'observe sur le champ réel, un problème d'engorgement peut apparaître. Il faut donc prendre en compte le severe slugging potentiel lors du dimensionnement de l'installation.

Nous avons alors conclu qu'un point de fonctionnement idéal serait, par rapport à nos deux variables d'ajustement :

  • une ouverture de vanne la plus grande possible tout en évitant le severe slugging
  • un débit de gas lift le plus faible possible tout en annulant le severe slugging

Étant donnée la précision de nos résultats expérimentaux et les erreurs possibles sur les données champ, donner une valeur de gas lift idéale ou une ouverture de vanne idéale serait trop optimiste.

En revanche, il apparaît clair que ces deux variables d'ajustement ne sont pas équivalentes.

Le gas lift a pour but premier d'augmenter la fraction volumique de gaz dans le mélange afin d'en diminuer la masse volumique (globale) et donc de réduire les problèmes d'engorgement causés par la pression hydrostatique. Il est donc préférable de réserver son utilisation pour la slug mitigation, car son utilisation excessive augmente la fréquence et l'amplitude du slug hydrodynamique.

La vanne, quant à elle, permet de modifier le gradient de pression dans le pipeline et donc la vitesse de l'écoulement. Son utilisation pour tenter de réduire le slug hydrodynamique est possible, en gardant à l'esprit que si l'on ouvre trop, du slug terrain peut apparaître.

Conclusions

Conclusion du projet

Nous avons pu au cours de ce BEI utiliser un logiciel commercialisé mais toujours en phase de développement.

LedaFlow est un logiciel de simulations numériques d'écoulements en pipeline, écoulements intervenant sur tout site d'exploitation de gaz ou de pétrole brut. Justement, il nous a été donné la possibilité d'étudier des données issues d'un champ grande profondeur exploité par Total en Afrique afin de comparer les résultats fournis par LedaFlow à un champ réel.

Après une première phase de prise en main du logiciel où nous avons essayé de retrouver des phénomènes classiques tel que le Severe Slugging, nous nous sommes concentrés sur l'étude du champ réel.

La première étape a été d'étudier la sensibilité des résultats obtenus à plusieurs paramètres numériques tel que la qualité de la géométrie, du maillage ou d'un outil spécifique au logiciel: le slug capturing. Cette étude avait pour but de déterminer les paramètres numériques optimaux pour obtenir des résultats corrects ne nécessitant pas un coût calcul trop grand. La deuxième phase du projet a été l'optimisation des paramètres expérimentaux cette fois-ci pour minimiser un phénomène néfaste pour la sécurité des infrastructures du champ: le slugging hydrodynamique. Cette partie a eu pour but de conseiller les opérateurs sur champ afin d'exploiter au mieux les installations.

Le fait de ne pas disposer des équations utilisées par le logiciel ne nous a pas permis d'approfondir l'analyse théorique des résultats. De plus, il est impossible pour l'utilisateur de choisir le type de discrétisation spatiale et temporelle qu'il souhaite utiliser. Enfin, étant donné l'ordinateur à notre disposition, nous ne pouvions pas lancer plus de 1 calcul par jour, ce qui limitait nos études.

Les résultats que nous avons obtenus nous ont tout de même permis de retrouver globalement les données champ, validant de ce fait le logiciel. De manière globale, ce projet a été l'occasion pour nous de découvrir le monde de l'exploitation pétrolière, dont les enjeux sont très différentes de ce à quoi nous sommes habitués à l'ENSEEIHT. La rentabilité des calculs prime sur la qualité intrinsèque.