Introduction générale
1.4 Vue globale de la séparation gaz-liquide dans l'industrie pétrolièrepétrolière
1.4.2 Séparation sous-marine et séparation de fond
Alors que les puits terrestres sont délaissés quand la pression au réservoir s'abaisse jusqu'à 10 bar environ, les puits oshore profonds deviennent non rentables alors que leur pression est encore aux alentours de 100 bar (voire 300 bar parfois). Ceci est dû à l'énorme contre-pression hydrostatique et aux pertes de charge ajoutées par les longs risers à l'intérieur desquels l'écoulement est en général
multiphasique.
Figure 1.14 Comparaison de la production avec et sans séparation sous-marine ([Grieb2008]).
L'industrie pétrolière a d'abord utilisé le pompage multiphasique pour communiquer aux uides le gain de charge nécessaire à leur remon-tée. Ceci se fait à l'aide de pompes multipha-siques, de compresseurs à gaz humides (pouvant tolérer une présence de liquide), ou à l'aide de techniques de gaz lift. L'ensemble du mélange issu du puits est ainsi remonté jusqu'en surface. On pourra trouver les détails ainsi qu'une liste de champs pétrolifères utilisant aujourd'hui ces techniques dans [Grieb2008], [Nikhar2006] ou [Scott2004].
Cependant, avec l'âge du puits, le pompage multiphasique devient de moins en moins ren-table : on dépense en eet de l'énergie pour re-monter un mélange essentiellement constitué d'eau. La nouvelle solution, qui est clairement supé-rieure sur de nombreux points, est la séparation sous-marine.
La séparation sous-marine consiste à eectuer une première séparation des phases au niveau du lit marin. Les phases inutiles peuvent être réinjectées dans le puits, et les hydrocarbures remontés jusqu'en surface. Jusqu'à l'heure actuelle, la séparation sous-marine se résume à une pré-séparation. Les uides remontés doivent être traités par d'autres séparateurs situés sur la plateforme, avant qu'ils ne soient envoyés à la ranerie. Les avantages de cette technologie sont nombreux (voir l'Annexe C pour les détails) :
ê Réduction des coûts énergétiques liés au pompage de l'eau (voir Fig.1.14) : Seuls les
hy-drocarbures utiles sont remontés à la surface. L'exploitation des puits matures, marginaux ou classés auparavant comme sous-commerciaux peut devenir économique. L'eau, et le gaz s'il n'est pas commercialisable, sont réinjectés dans le puits pour maintenir la pression du réservoir.
ê Réduction des dépenses thermiques et des injections chimiques : Une fois l'eau éliminée,
l'ensemble des inhibiteurs chimiques injectés et de l'énergie destinée à chauer le mélange va se retrouver dans la phase visée.
ê Réduction de la contre pression dans les risers : Le brut et le gaz peuvent être remontés dans des conduites séparées, les énormes pertes de charge liées aux écoulements multiphasiques gaz-liquide sont ainsi minimisées. Le taux de récupération du brut est ainsi amélioré. Ceci permet également d'abaisser la pression dans les risers.
ê Réduction du risque de génération de bouchons sévères.
ê Réduction des risques de dépôts solides : Une fois l'eau éliminée, les risques de formations d'hydrates et de dépôts minéraux sont nettement atténués.
ê Réduction des taux d'érosion : Ceci est possible par la séparation du sable et des débris.
Dans le cas d'un puits à gaz, ces solides sont généralement éliminés avec l'eau.
ê Gain en espace sur la plateforme : Une partie du mélange éliminée et une autre pré-séparée,
le volume des séparateurs situés sur la plateforme est réduit. Ce gain peut être augmenté si certains de ces séparateurs sont également placés sur le lit marin.
ê Possibilité d'utilisation de pompes monophasiques : Elles sont moins chères et plus ecaces
que les pompes multiphasiques.
Cette technologie est aujourd'hui utilisée dans un bon nombre de champs oshores. Une bonne partie des exploitations, comme le fameux gisement TROLL C, emploient encore des séparateurs gravitaires, mais les séparateurs compacts et simples leur sont préférés :
ê Les coûts d'intervention, compte tenu de la profondeur, sont élevés. Un séparateur simple présente moins de risques de tomber en panne. Plus le séparateur est complexe, plus sa maintenance risque d'être lourde, dicile et longue.
ê Un temps de séjour minimal du uide est souhaité, ceci pour minimiser les pertes thermiques.
ê Compte tenu des pressions exercées sur le séparateur, le châssis devrait être bien épais. Un séparateur compact devrait permettre une bonne économie de métal.
Le GLCC est donc un candidat potentiel pour cette application. Ces principaux concurrents sont :
le VASPS17 (Fig.1.15a), initialement développé par British Petroleum, et le CS18 (Fig.1.15b)
développé par Petrobas et l'Université de Campinas (Brésil).
(a) Le VASPS ([Do Vale2002]). (b) Le CS ([Rosa2001]).
Figure 1.15 Principaux concurrents compacts du GLCC.
Le VASPS est le séparateur le plus employé dans la séparation sous-marine aujourd'hui. Le CS, plus récent, a été utilisé dans des champs pétrolifères exploités par Petrobas. On va résumer le principe de fonctionnement du CS, celui du VASPS étant assez similaire.
Le mélange gaz-liquide est d'abord injecté tangentiellement dans une conduite généralement cylindrique. Une première séparation s'ensuit grâce à la détente, et les uctuations de débit et de pression sont lissées. Le liquide se distribue sur les parois de la conduite en un lm mince tournant à grande vitesse. Le gaz peut s'échapper vers la sortie qui lui est prévue.
Le liquide emprunte ensuite une canalisation en hélice, où les bulles qu'il a entraînées se désen-gagent par ottabilité et par centrifugation. Il rejoint nalement le fond du séparateur où la séparation s'opère uniquement par gravité. Durant ce parcours, le gaz a toujours la possibilité de rejoindre sa sortie depuis le centre du séparateur. Le liquide peut quant à lui remonter dans la sortie qui lui est prévue une fois qu'il atteint le bas du séparateur. Une pompe ESP19 peut l'aider
17. Pour Vertical Annular Separation and Pumping System 18. Pour Cyclone Separator.
à rejoindre la surface. Toutefois, comme le note [Rosa2001], la technique du gaz lift est souvent employée. En eet il n'existe pas de pompes ESP pouvant fournir le gain de charge nécessaire dans les environnements oshore profonds et ultra-profonds.
Un système de commande est généralement utilisé pour assurer le bon fonctionnement du séparateur (ajustement du niveau de liquide par exemple...) [Melo2007]. Des détails sur les VASPS, ainsi qu'une liste de champs où ils sont opérants peuvent être trouvés dans [Do Vale2002] ou [Grieb2008]. Quant aux CS, on peut se référer à l'étude très intéressante de [Rosa2001].
En ce qui concerne la séparation de fond, elle constitue une technologie qui pousse encore plus loin que la séparation sous-marine : la séparation s'eectue avant même que les uides ne sortent du puits. Les avantages permis par la séparation sous-marine sont ainsi améliorés.
Dans les cas oshore, elle est encore considérée comme émergente. Elle accroît les coûts d'in-tervention, sachant que la production de sable peut induire de nombreux problèmes dans les sépa-rateurs (surtout si la nature du réservoir est sableuse).
Compte tenu de la section du puits, les séparateurs centrifuges sont souhaitables pour que la
séparation puisse être ecace. Cependant des séparateurs gravitaires adéquats tels le HPS© 20
([Pérez2005], [Othman2010]) peuvent être utilisés. Le GLCC devrait bien convenir pour cette application. Des détails sur cette technologie peuvent être trouvés dans [Veil2004] et [Scott2004].
1.4.3 Propriétés physicochimiques du pétrole et du gaz naturel
La brut est un liquide souvent visqueux, et dont la couleur varie suivant la provenance : le brut de Ghawar en Arabie Saoudite est de couleur brun noir, le brut de Moonie en Australie vire au vert... Il dégage une odeur d'hydrocarbures ou de sulfure d'hydrogène (odeur d'÷ufs pourris).
Les expériences de laboratoire portant sur le GLCC se font généralement avec des systèmes air-eau. Il est important de connaître les propriétés physicochimiques du pétrole pour ainsi prédire et étudier le fonctionnement qu'auraient les prototypes montés sur le terrain. L'examen de diérentes sources nous a permis de relever des tendances que l'on présente dans ce paragraphe :
1.4.3.1 Masse volumique
Dans le domaine pétrolier, on préfère exprimer la lourdeur du pétrole en °API21, plutôt que par sa masse volumique ou sa densité. L'eau à 4°C a un °API de 10 : un °API supérieur signie que le uide est moins dense que l'eau, et vice versa. La formule de conversion entre °API et densité est la suivante :
°AP I(f luide) = 141,7
Densite du f luide´ `a60°F −131,5 (1.3)
Pour rappel, 60 °Fahrenheit correspondent à environ 15,56 °Celsius. La pression considérée est la pression atmosphérique.
Il est utile de classier les bruts selon leur densité, surtout qu'en général, elle est étroitement liée à leur prix (voir l'Annexe A pour les détails). On distinguera trois catégories (ces limites ne sont pas strictement admises chez tous les pétroliers) :
ê Le brut léger22 : Il possède un °API ≥ 31,1, donc une masse volumique ≤ 870 kg/m3 à
15,5°C.
20. Pour Horizontal Pipe Separator, Copyright, The University of Tulsa, 1999 21. Pour American Petroleum Institute.
ê Le brut moyen ou intermédiaire23: Son °API se situe entre22,3et31,1, sa masse volumique entre 870 kg/m3 et920 kg/m3
ê Le brut lourd24 : Son °API est≤22,3.
[Arnold2008] fournit des abaques expérimentaux permettant d'estimer la densité des bruts à dif-férentes températures en fonction de leur °API uniquement.
Quant au gaz naturel, celui-ci est essentiellement constitué de méthane. Sa masse volumique va dépendre de la pression du procédé. Des détails peuvent être trouvés dans l'Annexe A.
1.4.3.2 Viscosité
La viscosité des bruts va conditionner les pertes de charge et les dimensions/caractéristiques des séparateurs ou des pompes. Bien sûr, une bonne uidité du brut est souhaitable pour améliorer son écoulement et sa récupération. La viscosité n'est pas censée dépendre de la pression exercée sur le liquide, tant qu'il n'est pas viscoélastique. Or dans la réalité, et même pour un uide jugé newtonien incompressible, des pressions aussi importantes que celles régnantes dans les réservoirs de pétrole vont accroître sa viscosité. Des explications détaillées et relevant de la physique des liquides peuvent être trouvées dans [Bardon2008] ou [Guyon2001]. Quant à la température, son augmentation abaisse la viscosité des liquides. [Wauquier1994] indique que cette baisse de viscosité est plus prononcée dans le cas des bruts paraniques que dans le cas des bruts naphténiques ou mixtes.
En examinant diérentes sources dont les plus importantes sont [Poindexter2002] et [Arnold2008], les tendances générales suivantes ont pu être dégagées :
ê La viscosité du pétrole est corrélée à son ° API : plus le brut est léger, plus il est uide.
ê La viscosité dynamique du pétrole léger est du même ordre de grandeur que celle de l'eau.
Celle du pétrole intermédiaire est jusqu'à cent fois plus grande. La viscosité du pétrole lourd dépasse les 0,1 Pa.s. [Arnold2008] fournit des abaques permettant d'estimer la viscosité de l'huile suivant sa température et son °API.
ê Cette tendance semble logique, puisque les coupes légères, principaux constituants des bruts légers, ont une faible viscosité. Les coupes lourdes se trouvant en fractions importantes dans les pétroles lourds sont quant à elles très visqueuses.
On note que dans l'industrie pétrolière, on se réfère non seulement à la viscosité pour dimensionner les pompes, mais aussi au point d'écoulement25. Contrairement à ce que certains peuvent imaginer, ces deux notions ne vont pas nécessairement dans le même sens.
Quant au gaz naturel, sa viscosité dynamique du mélange peut être estimée par la formule suivante : µgaz naturel = Pn i=1 yiµi√ Mi Pn i=1 yi√ Mi (1.4)
avecyi,µi etMi respectivement la fraction molaire, la viscosité dynamique et la masse molaire des diérents constituants du gaz naturel (voir Paragraphe A.2.4.1). A la diérence des liquides, la viscosité des gaz augmente avec la température. On peut se référer à [Bardon2008] ou [Guyon2001] pour des explications dépassant le cadre de la mécanique des milieux continus.
1.4.3.3 Comportement rhéologique
La plupart des sources évoquant des valeurs de viscosité de bruts fournissent une seule valeur (pour une condition de température donnée) par uide, ce qui laisse entendre qu'elles le considèrent
23. Medium oil en Anglais. 24. Heavy crude oil en Anglais.
comme newtonien. Ceci même pour les extra-lourds dont en toute évidence le comportement rhéo-logique est extrêmement complexe : la température du réservoir de ces bruts est inférieure à la limite de solidication d'un bon nombre de leurs composants.
Très peu de sources accessibles se sont penchées sur le comportement rhéologique des bruts. Leur examen nous a permis de tirer des tendances qu'on exposera ci-dessous, avant d'appuyer nos constats par le peu de résultats disponibles dans la littérature.
Le brut est un mélange d'hydrocarbures dont les températures d'ébullition varient sur une gamme bien large. Sous des conditions de température et de pression normales, une partie de ces composants est censée être à l'état solide. D'un point de vue méso structurel, le brut pourrait donc être situé dans la classe des suspensions ([Dante2007], [Meriem Benziane2010]). Son comportement est donc généralement non newtonien, d'autant plus qu'il contient des fractions lourdes, et d'autant plus que ces fractions sont susceptibles de se solidier (baisse de température, hausse de pression). Le brut ne peut donc être assimilé à un uide newtonien que s'il est porté à une température convenable. Cette température est a priori plus basse lorsque celui-ci est léger.
Nous allons maintenant exposer quelques sources nous ayant permis de dresser ces constats :
ê [Cheng1998] qui étudia le comportement des bruts lourds dans les conditions du réservoir.
Il a rapporté que ces bruts peuvent présenter des comportements de type plastique de Brin-gham (uide à seuil), rhéouidiants (ou pseudo-plastiques), et même dilatants (ou rhéoé-paississant) et viscoélastiques. (Pour plus de détails sur ces comportements non-newtoniens, consulter [Guyon2001] ou les cours/ouvrages spécialisés tels que [Ould El Moctar2008])
ê [Dante2007] ont étudié la rhéologie d'un brut lourd Mexicain, et ont observé un
comporte-ment viscoélastique.
ê [Meriem Benziane2010] ont étudié le cas d'un pétrole Algérien (dont la source exacte et
le °API ne sont pas rapportés) et ont montré que ce dernier présentait un comportement rhéouidiant à seuil.
ê En ce qui concerne l'inuence de la température, on peut observer la Figure 1.16. On constate une baisse de la viscosité et également du caractère non newtonien du brut lorsque la tem-pérature augmente.
On remarque aussi sur le graphe de la Figure 1.16a que la viscosité du brut concerné varie peu avec la température lorsque celle-ci se situe entre 25°C et 50°C. Sa variation est beaucoup plus importante pour les températures inférieures. [Safri2007] attribuent ce comportement à la présence de paranes dans le brut.
Quant au gaz naturel, à notre connaissance, tous les gaz présentent un comportement new-tonien. Des détails sur le comportement du gaz naturel en tant que mélange de gaz non parfaits peuvent être trouvés dans le Paragraphe A.2.4.2.
1.4.3.4 Tension supercielle et pouvoir moussant
De nombreuses sources mentionnent que certains bruts sont moussants, vu qu'ils contiennent des surfactants. La mousse ne peut être générée dans un corps pur. Elle nécessite la présence d'agents de surface venant rigidier les interfaces, et leur conférer une certaine stabilité mécanique. Toutefois, très peu de sources rapportent des valeurs de tension supercielle des bruts, ou une caractérisation de la mousse qu'ils peuvent générer.
La seule source considérant le sujet en détail est [Poindexter2002]. Ils ont mesuré la tension supercielle pour 11 bruts : celle-ci était toujours comprise entre 25 et 30 mN/m dans les conditions standards de température et de pression. Les valeurs trouvées dans d'autres sources se situent dans cette fourchette, à part une valeur de 20 mN/m reportée dans [Petalas1998].
[Poindexter2002] ont aussi caractérisé la mousse pour 18 bruts diérents. Le gaz utilisé était l'azote. Les résultats montrent que les diérents bruts considérés ont des pouvoirs moussants bien
(a) Cas d'un brut Algérien de Hassi R'Mel (image
tirée de [Safri2007]). (b) Cas d'un brut lourd (image tirée de [Hasan2010]).
Figure 1.16 Variation de la viscosité du brut en fonction de la température et le taux de cisaille-ment.
éloignés. Pour les mêmes conditions de génération de mousse, les volumes de mousse engendrés par chaque huile étaient dissemblables. Les auteurs ont ensuite mesuré le taux de dissipation de la mousse une fois l'injection de gaz arrêtée. Les résultats montrent également des comportements distincts pour les diérents bruts.
En conclusion, la caractérisation complète de la mousse est une tâche dicile, voire impossible. Il existe énormément de paramètres de caractérisation, dépendant pour la plupart des conditions de génération : texture (granulométrie évolutive des bulles), qualité (fraction volumique des phases), comportement rhéologique (généralement de type non newtonien compressible), taux de drainage et de coalescence (qui dépendent généralement du temps)... Donc pour conclure, il n'est pas possible d'armer que la mousse obtenue à l'aide d'une expérience donnée a un comportement similaire à celle qu'on retrouvera dans le puits pétrolier.