La Flow assurance, clé du succès des développements pétroliers

Le terme « flow assurance » est apparu pour la première fois chez Petrobras (« garantia de escoamento ») au début des années 90. Si les techniques d'exploration et de production permettent de mettre au jour les gisements d'hydrocarbures et d'assurer leur extraction, encore faut-il ensuite assurer dans les meilleures conditions économiques et d'efficacité leur transport vers un lieu de stockage ou de traitement.

Deep offshore : de nouveaux horizons à portée de main

L'OFFSHORE PROFOND, UN CONTEXTE PARTICULIER

La flow assurance (FA), c'est littéralement la garantie d'écoulement des effluents des puits pétroliers. Sa définition peut différer d'une compagnie à une autre. Pour nous, c'est assurer en matière de concepts et de réalisations opérationnelles le transfert des effluents du réservoir, y compris les opérations d'injection (à l'exclusion des process).

 

La maîtrise des écoulements dans les lignes de production d'hydrocarbures s'est récemment imposée comme un élément essentiel du succès des développements pétroliers, tout particulièrement dans le domaine de l'offshore profond.

Avec les développements par grandes profondeurs d'eau, la FA s'est trouvée confrontée à des défis nouveaux, générés par des conditions inédites de température et de pression.

Expert_DominiqueLarrey_600x397_FR
Dominique Larrey

Offshore Profond

Expert_ThierryPalermo_302x226_FR
Thierry Palermo

Offshore Profond

Plus que jamais, notre enjeu est aujourd'hui la valeur économique de ces développements. Cela nous pousse à inventer des architectures plus simples mais avec une conception et un opéré des installations plus complexes.

Le périmètre thématique de la FA consiste à :

  • évaluer les problèmes liés aux fluides constitutifs des effluents de production ;
  • dimensionner les lignes de circulation, d'export et d'injection au regard des conditions hydrauliques et thermiques, en vue d'une efficacité et d'une sécurité maximales ;
  • évaluer le comportement de ces lignes avec le temps, durant toute la vie du champ.

Le socle de l'approche FA repose sur trois points majeurs : la modélisation des écoulements et des transferts thermiques (flow modeling) dans les lignes de production et d'export ; les problèmes de formation d’hydrates de gaz ; les problèmes de formation de cristaux de paraffine (wax).

Flow assurance : des défis de taille à relever

Concernant le flow modeling, nous savons que les développements futurs se feront dans des environnements plus difficiles avec des distances de transport, des profondeurs d'eau et des diamètres de lignes plus importants. Cela nécessitera des architectures nouvelles prenant en compte un traitement des effluents très limité ou opéré dans des conditions inhabituelles de pression ou d'interactions avec la température, ou encore des écoulements pulsatoires (dits à bouchons) sur de grandes distances.

Chimie de production thermo-hydraulique.

Par ailleurs, de nombreuses incertitudes doivent encore être étudiées et traitées par la R&D, car les schémas envisagés n'ont jamais été expérimentés dans le domaine de l’offshore profond. Or, les conséquences de ce manque de connaissances sont amplifiées par des conditions d’accès difficiles pour déployer des moyens d’intervention.

 

C’est le cas de l'orientation et de la validation des modèles d’écoulement à travers des expérimentations labo et des études des interactions écoulement vs chimie des fluides (par exemple dans les cas d'émulsions, de fluides visqueux ou de régimes à bouchons) et écoulement vs structures.

 

Outre le flow modeling et les deux problèmes majeurs que constituent les hydrates de gaz et la cristallisation des paraffines, la FA doit aussi prendre en compte le flow modeling des puits, les conditions favorisant la corrosion, l’érosion, les dépôts de sable, ainsi que la prédiction et la prévention des dépôts d'asphaltènes, de naphténates de calcium ou de minéraux (CaCO3, BaSO4,  SrSO4, PbS, ZnS...).

Une méthodologie rigoureuse

Pour pallier le déficit d'expérience, nous avons établi un socle documentaire exhaustif : Règles et Guides & manuels (Référentiel Compagnie) relatif à la FA. Ces documents sont essentiels à plusieurs titres. D’une part parce que la FA est une discipline nouvelle pour laquelle des standards industriels reconnus à l'international n'existent pas encore ; d’autre part parce que ces référentiels permettent d'intégrer les retours opérationnels d'expériences, ainsi que les résultats de la R&D en matière de technologie et de modélisation, résultats qu'il nous est ensuite possible d'adapter aux nécessités opérationnelles.

Méthodes

LES RÉALISATIONS OPÉRATIONNELLES PRÉSENTES ET À VENIR

Les obstacles aux écoulements en domaine deep offshore sont principalement générés par une chimie des fluides complexe. L'objectif de l'approche FA est d'anticiper et d'estimer les risques de dépôt, ce qui constitue un exercice difficile.

 

Ainsi, concernant les paraffines, on ne sait pas encore traiter les longues lignes polyphasiques. Quant aux hydrates, il existe aujourd’hui des solutions, telles qu'éviter d'entrer dans la zone hydrate ou préserver les lignes de production durant les phases d'arrêt. Mais, chez Total, nous travaillons à des solutions nouvelles pour nos projets comme l'utilisation d'additifs LDHI (Low Dosage Hydrate Inhibitors) pour opérer en domaine hydrate sans risques, temporairement (K5-F aux Pays-Bas, Pazflor en Angola, Moho Bilondo en République du Congo...) ou en permanence (envisagé pour les projets Egina au Nigeria, Pléyade en Argentine, Ichthys en Australie...). L'utilisation de LDHI sur des champs à gaz est à cet égard une spécificité de Total (South Pars en Iran dès 2002, Dolphin au Qatar en 2007).

LE SOUTIEN DE TOTAL À une recherche de pointe

Total est fortement impliqué dans différents projets de recherche en matière de FA, en association avec d'autres compagnies. Nos objectifs sont de développer de nouveaux modules et fonctionnalités et d'améliorer la précision, la robustesse et les temps de calcul de ces projets.

Ils portent notamment sur la FA des puits (écoulements verticaux), le transport et la précipitation sous forme de dépôts (fluides non newtoniens, hydrates en suspension, dépôts paraffiniques), les FIV (Flow Induced Vibration), la prédiction des trains de bouchons ou encore l'optimisation des temps de calcul.

Total a également joué un rôle moteur dans le développement du simulateur polyphasique transitoire LedaFlow, en partenariat avec ConocoPhillips et Sintef. La validation et les progrès en continu de Ledaflow sont aujourd'hui assurés au travers du forum LIFT (LedaFlow Improvements in Flow Technology), émanant d'un JIP (Joint Industrial Project) opéré par KOGT et qui regroupe Total, Chevron, ConocoPhillips, ENI, Exxon, Shell, Statoil et Woodside.

BILLET D'EXPERT

SUBSEA processing : Springs, une technologie de rupture

DOSSIER

TOTAL.COM – panorama de nos activités en offshore profond

BILLET D'EXPERT

Un savoir-faire interne en ingénierie de sécurité adapté aux FPSO

RÉCIT

La gestion opérationnelle des risques sur les FPSO, une priorité permanente

PROJET

Dalia ph 1A

PUBLICATION

Dalia/Camelia Polymer Injection In Deep Offshore Field Angola: Learnings and in situ polymer sampling results

PROJET

Libra EWT

PROJETS

TOTAL.COM – Egina : un projet phare pour Total et le Nigeria