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Nadah
des architectures offshore innovantes pour empêcher la formation d'hydrates

Un projet présenté par Christophe Candelier, Jean Bernard, Philippe Glénat, Thierry Saint-Pierre et Jérôme Soubiran

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Christophe Candelier

Best Innovators

Prévenir la formation d’hydrates est un enjeu de premier ordre pour les opérations pétrolières et gazières offshore, afin d'assurer le bon écoulement des fluides du réservoir jusqu'aux installations de traitement en surface. En effet, ces cristaux de méthane et d’eau qui se forment à haute pression et basse température sont susceptibles de boucher les conduites, en particulier durant les phases critiques d'arrêt de production. Les éviter nécessite de recourir à des architectures lourdes et donc plus coûteuses. D'où notre nouvelle approche pour éviter la formation d'hydrates, tout en réduisant fortement les coûts.

Un risque évitable, mais coûteux

Sous certaines conditions de pression et de température, l’eau et les hydrocarbures légers interagissent pour former des hydrates de gaz. La formation de ces cristaux est à éviter, car ils peuvent conduire au colmatage des conduites. Le risque est accru pendant les arrêts de production, durant lesquels les fluides refroidissent.

Prévenir ce type de colmatage est un pan important de la Flow Assurance, car sa détection tardive peut entraîner de coûteux problèmes opératoires. Différentes solutions sont ainsi mises en œuvre en production pour éviter ces hydrates, et ce afin de garantir l’écoulement des fluides :

  • L’isolation thermique voire le réchauffement des conduites sous-marines, pour empêcher que la température des fluides ne baisse et n’atteigne la zone de formation des hydrates. Bien que très répandue, cette solution coûteuse atteint ses limites, puisque la distance entre les puits et les installations de surface a tendance à augmenter ;
  • Le recours à des additifs thermodynamiques afin de repousser les conditions de formation des hydrates. Des « antigels » tels que le méthanol ou le glycol sont ainsi injectés massivement au niveau des puits. Cette option peut générer un surcoût important, puisque des processus de séparation - récupération - régénération au niveau des installations de surface peuvent s’avérer nécessaires. Enfin l’impact HSE de l’antigel est également à prendre en compte.

Le recours à des additifs chimiques de spécialité dits « à faible dose » injectés au niveau des puits. Ces additifs peuvent soit prévenir la formation des hydrates (inhibiteurs cinétiques), soit permettre leur transport dans les lignes sous forme de fines dispersions (agents dispersants). Nous avons eu recours à cette solution récente et prometteuse pour quelques développements. Mais son application reste néanmoins limitée aux champs produisant peu d'eau (champs à gaz et gaz à condensat). Sans oublier l'impact environnemental de ces additifs chimiques qu'il faut prendre en compte.

La prévention du risque de colmatage par des hydrates nécessite donc des architectures offshore lourdes, mais aussi des procédures complexes notamment pour le redémarrage de la production. Soit un impact significatif sur les CAPEX, les OPEX ainsi que les préparations d’arrêts planifiés.

Une approche innovante

Depuis des décennies, nous étudions la cinétique de formation d'hydrates, que ce soit dans le cadre de JIP ou avec nos propres laboratoires de recherche. Nous avons établi que certains hydrocarbures avaient la capacité intrinsèque de retarder, voire de bloquer, la formation d’hydrates. Grâce à cette solide expertise, nous avons mis au point la méthodologie HITC (Hydrates Induction Time of Crudes).

Nous reproduisons en laboratoire la formation d’hydrates en faisant varier différents paramètres comme la nature du fluide hydrocarboné, le pourcentage d’eau et de gaz mais aussi les conditions opératoires (pression, température). Ces expériences permettent ainsi de prévoir la cinétique de formation de ces hydrates, et de déterminer plus précisément les conditions de pression et de température dans lesquelles les hydrates se forment massivement.

Ces données laboratoires sont essentielles pour bâtir une cartographie précise du risque. Intégré dans un outil numérique d’évaluation et de suivi du risque de formation d’hydrates, ce mapping nous permet d’optimiser nos procédures opératoires, et d’étendre la plage d’utilisation de nos conduites sous-marines. C’est-à-dire d’opérer nos lignes de production dans la zone thermodynamique des hydrates, tout en restant en dehors de la zone de formation rapide de ces hydrates.

Cela présente de nombreux avantages :

  • alléger l’architecture des lignes de production (isolation thermique, duplication des lignes) et donc réduire significativement le coût des installations ;
  • simplifier les opérations sur site lors des arrêts planifiés et non planifiés, soit une réduction notable des OPEX ;
  • débloquer des réserves satellites jusqu’à présent non économiquement développables en stand alone.

Une première application en Angola

Cette nouvelle approche offre donc de nouveaux horizons pour nos champs matures, notamment pour la Phase 3 de Dalia, champ situé sur le Bloc 17 en Angola. Nous avons pu constater qu’avec ce brut, les hydrates ne se forment seulement qu’après 72 heures, et ce 6,5°C en dessous de leur température de dissociation. Combinées avec une bathymétrie descendante, ces caractéristiques chimiques nous ont permis de recourir à une seule ligne de production simplement isolée (wet insulation) pour relier de nouveaux puits distants de plus de 3 kilomètres de nos installations existantes. Soit un budget dédié réduit de 50 % par rapport à une approche conventionnelle.

Ce schéma de développement simplifié représente une véritable innovation pour le Groupe. Pour la première fois en offshore, aucune opération préventive contre les hydrates n’est prévue pour cette ligne de production lors des phases d’arrêt.

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