Les futurs gisements de pétrole et de gaz offshore seront probablement des "développements satellitaires" moins coûteux et émettant moins de gaz à effet de serre que les autres gisements car ils ne nécessitent pas de nouvelles plates-formes de production. Un outil informatique norvégien innovant appelé "Slug Capturing 2" permet désormais la conception de pipelines plus longs qui permettront de développer de nombreux autres champs en tant que satellites.

À l'abri des regards de la terre et des airs, le plateau norvégien est couvert par une toile d'araignée de pipelines à travers lesquels les fluides de production s'écoulent des puits captant les réservoirs.

Ce système transportant du pétrole, l'eau et le gaz dans le même pipeline est appelé transport polyphasique.

Des chercheurs norvégiens ont maintenant développé un modèle de simulation conçu pour relever l'un des plus grands défis créés par cette forme de transport par pipeline :la formation de limaces. Celles-ci limitent la distance à laquelle un champ satellitaire peut être développé à partir de son installation hôte et nécessitent que des marges de sécurité importantes soient intégrées dans la conception des installations polyphasées.

Réduction du CO 2 émissions

La technologie multiphase a vu le jour au SINTEF et à l'Institut norvégien de recherche énergétique (IFE) il y a près de 40 ans. Cette technologie permet de transporter du pétrole et du gaz non transformés directement depuis les puits de production d'un champ vers des plateformes situées sur des champs voisins ou directement vers la terre.

Le transport polyphasique est le facteur clé qui a permis d'installer des installations de production entièrement intégrées sur les fonds marins. Il permet de récupérer le pétrole et le gaz en mer sans les niveaux élevés de consommation d'énergie et d'émissions de gaz à effet de serre qu'implique la construction de nouvelles plates-formes de production.

Pour chaque tonne d'acier économisée dans la construction, CO 2 les émissions sont réduites d'un peu moins de deux tonnes.

Longs bouchons de liquide

L'un des principaux défis rencontrés par les pionniers de la technologie multiphasique au SINTEF et à l'IFE était de résoudre le problème du slugging - la formation de longs bouchons de liquide, séparés par de grosses bulles de gaz dans les canalisations.

Les coups provoquent des fluctuations massives des débits et entraînent des vibrations le long des canalisations. Cela peut réduire la durée de vie du pipeline et si les bouchons sont assez longs, ils peuvent inonder les séparateurs de l'installation de réception.

Les outils informatiques développés par les pionniers ont fourni un contrôle adéquat du phénomène de slugging et ont rendu possible le transport multiphasique pour de nombreux champs offshore. Cependant, plus le pipeline est long, plus le problème de slugging est grand.

Augmenter la distance de transport

C'est l'une des raisons pour lesquelles un nouvel outil de simulation récemment développé par SINTEF et la société norvégienne LedaFlow Technologies est une bonne nouvelle.

Tout cela grâce à cet outil, nous serons probablement bientôt en mesure d'augmenter la distance maximale de transport multiphasique permettant plus de développements de satellites.

Le nouvel outil permettra ainsi de réduire les émissions provenant de la production de pétrole et de gaz et revêt une importance majeure dans la transition vers une société à zéro émission nette.

Champs satellites "sans plate-forme"

En ce qui concerne l'avenir de notre industrie offshore, Rystad Energy prédit que jusqu'à 75 pour cent du pétrole et du gaz provenant des nouveaux développements de champs norvégiens seront récupérés à l'aide de ce que l'on appelle des « tiebacks ». Les embrasses permettent la production à partir de champs satellites "sans plate-forme", à partir de laquelle le flux de puits est transporté via des pipelines multiphasiques vers les installations hôtes existantes avec une capacité libre.

Les résultats des travaux pionniers menés par le SINTEF et l'IFE dans les années 1980 restent le fondement des modèles informatiques utilisés pour concevoir et exploiter des installations polyphasiques sur les fonds marins.

Nous avons maintenant réussi à faire avancer un modèle qui est très utilisé dans le monde entier; le simulateur multiphase appelé LedaFlow. Le développement de ce simulateur a commencé juste après le début du nouveau millénaire dans le cadre d'un effort conjoint entre le SINTEF et les compagnies pétrolières TOTAL et ConocoPhillips.

Kongsberg Digital est responsable de l'industrialisation de la technologie pour le compte de la société spin-off LedaFlow Technologies.

Simulations précises

L'outil de simulation de slugging récemment développé prédit à la fois la fréquence et la longueur des bouchons de liquide qui se forment dans les pipelines. L'outil est si précis qu'il devrait être possible d'augmenter les distances de transport par pipeline multiphasique, à la fois horizontalement le long du fond marin et verticalement vers le haut depuis le fond marin jusqu'aux ponts de la plate-forme hôte.

Les nouveaux modèles de calcul de SINTEF et LedaFlow Technologies sont créés sous la forme d'un module intégré au package LedaFlow.

Le travail a été réalisé avec le financement du Conseil de la recherche de Norvège et des deux compagnies pétrolières susmentionnées dans le cadre d'un projet d'innovation appelé « Accurate ».

Production en eaux profondes

L'outil a été spécifiquement conçu pour aider à estimer les contraintes mécaniques agissant sur les risers qui s'étendent des fonds marins jusqu'aux plates-formes. Cela permettra également une optimisation de la conception qui peut garantir l'intégrité du pipeline et empêcher les fuites sans surconception coûteuse.

Ceci est particulièrement important dans le cas de la production en eau profonde, comme dans le golfe du Mexique où le transport avec des colonnes montantes peut créer des problèmes majeurs. Les colonnes montantes en eau profonde sont particulièrement vulnérables aux défaillances mécaniques causées par la fatigue des matériaux résultant du slugging. Les concepteurs de tels systèmes ont donc besoin d'outils fiables leur permettant de prédire la durée de vie des composants des risers.

Deux grandes compagnies pétrolières ont déjà utilisé la version R&D la plus récente du nouveau module de simulation pour concevoir des colonnes montantes en eau profonde.

Conception optimale des installations d'accueil

Les nouvelles connaissances acquises sur le slugging créent également des opportunités pour une conception plus optimale des installations d'accueil installées sur les plates-formes d'accueil. Ceci est important car le surdimensionnement est énergivore et donc coûteux. Si une installation est sous-dimensionnée, l'opérateur peut être amené à réduire sa production ou à recourir à des contre-mesures exigeantes en énergie.

"Slug Capturing 2" est le nom donné au nouveau module de calcul. Il sera pertinent pour les développements de champs offshore en Norvège et dans d'autres pays. Il sortira sur le marché commercial début 2021.

L'innovation est basée sur des expériences de laboratoire avancées réalisées au SINTEF dans le plus grand laboratoire multiphasique au monde, qui est installé avec un équipement expérimental qui peut tout faciliter, des tests au banc aux tests à l'échelle industrielle.

Le laboratoire représente une infrastructure de recherche qui continuera à être d'une grande importance dans les travaux de réduction de l'empreinte carbone de la production pétrolière et gazière offshore.