SOUTH PARS : Un champ gazier géant au large des côtes iraniennes
3. Développer South Pars
L’exploitation de South Pars utilise des technologies telles que le forage dévié et particulièrement le transport polyphasique (1), qui permet notamment de limiter les installations en mer en transportant le gaz non traité des centres de production offshore jusqu’à l’usine d’Assaluyeh. Afin d’extraire le gaz de South Pars, le Groupe a construit deux plates-formes de production (SPD3 (2) et SPD4 (3)) installées par 65 mètres d’eau. Une dizaine de puits sont forés depuis chacune de ces deux plates-formes, qui seront inhabitées après le départ des appareils de forage. Le gaz ainsi extrait est acheminé à terre sans séparation en mer grâce à deux pipelines de 105 km de long et 32 pouces de diamètre, selon un schéma dit « humide (4) ».
DESCRIPTIONS (1) Transport polyphasique
(2) Plate-forme SPD3
SOUTH PARS : Un champ gazier géant au large des côtes iraniennes (3) Plate-forme SPD4
(4) Le schéma humide ou « wet » Tout l’effluent est amené à terre dans un unique pipe avec l’eau de production et de condensation. Il faut alors ajouter des additifs comme du méthanol ou du glycol pour éviter la formation d’hydrates et la corrosion.
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3.1. Le forage dévié
Le forage dévié permet de réduire le nombre des installations de surface, notamment pour les gisements situés offshore. En effet, il est possible aujourd’hui de forer plusieurs drains à différentes profondeurs, dans plusieurs directions, selon des trajets déviés, longs, voire tortueux et ce à partir d’un même site de forage en surface. A South Pars, le forage dévié est utilisé de façon assez conventionnelle. L’inclinaison moyenne des puits (1) est d’environ 50 ° et ils mesurent environ 4 500 m de longueur, pour une profondeur verticale de 3 000 m. Chacune des deux plates-formes (2) de production comprend dix puits producteurs : neuf puits déviés sont disposés en étoile autour d’un puits central vertical. L’inclinaison moyenne de 50 ° permet d’atteindre en bas du gisement, à la profondeur verticale de 3 000 m environ. L’écartement entre les puits permet un bon drainage du gisement. Etant donné que le réservoir est composé de roches carbonatées, les réservoirs sont traités avec des produits adaptés afin d’optimiser leur productivité. Sur South Pars, l’architecture des puits est très robuste car les forages obéissent à deux impératifs : permettre une production maximum par puits de 150 millions de pieds cubes par jour et assurer une durée de vie maximum. Les derniers puits ont été mis en production début 2003. DESCRIPTIONS (1) Puits dévié
(2) Plate-forme SPD4
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3.2. Le principe du transport polyphasique
Dans un schéma classique, les effluents sont traités sur la plate-forme. Il faut donc procéder à différentes opérations : la séparation des hydrocarbures et des eaux de production, la déshydratation du gaz et l’ajustement du point de rosée du gaz pour éviter la condensation. Une fois que l’huile et le gaz sont traités et séparés, puis le gaz traité, on les transporte au moyen d’une conduite par phase : c’est ce que l’on appelle le transport monophasique. Le transport polyphasique (1) est une technologie innovante qui permet de réduire les coûts de développement et d’opération des champs de pétrole et de gaz, en particulier les champs satellites. En effet, en n’effectuant pas les traitements à bord des plates-formes en mer, on évite l’installation et la maintenance d’équipements lourds. C’est pour cela que les plates-formes de South Pars sont simples et donc inhabitées. Il y a deux schémas de transport polyphasique, le schéma sec (2) et le schéma humide (3). Ce dernier est utilisé sur South Pars. Fonctionnement (4) Lorsque l’on a affaire à un écoulement monophasique (un seul produit), le fluide est considéré comme homogène et isotrope. A l’inverse, dans le cas d’un écoulement diphasique, une séparation entre les deux phases a tendance à se produire sous l’effet de la pesanteur, et ceci d’autant plus que la vitesse d’écoulement est faible. Le liquide se trouve alors dans les parties basses du pipeline et le gaz dans les parties hautes. Dans le cas d’un débit faible, en fonction de la forme intérieure du pipe-line, l’écoulement peut devenir intermittent, avec des phénomènes « siphon » (5) et des arrivées à l’extrémité de la conduite de « bouchons » de liquide alternant avec des passages gazeux, le tout associé à d’importantes variations de pression (severe slugging). Au fur et à mesure de l’augmentation du débit, ce régime d’écoulement à bouchons intermittents va évoluer vers un débit plus régulier, associé à un meilleur mélange entre les phases liquide et gazeuse (6). La quantité de liquide contenue dans le pipe dépend de l’ensemble des paramètres d’écoulement, et surtout de l’inclinaison du pipe et du débit transporté. En régime continu, le contenu liquide est très élevé à bas débit ; il diminue lorsque le débit augmente.
SOUTH PARS : Un champ gazier géant au large des côtes iraniennes DESCRIPTIONS (1) Historique des recherches sur le transport polyphasique Après la Seconde Guerre Mondiale, le développement de l’industrie pétrolière a rendu nécessaire l’évolution des techniques. C’est à partir de cette époque que l’on a vu se multiplier les publications sur les écoulements diphasiques, plus de 7 500 en 25 ans ! En 1974, Elf Aquitaine, Total et l’IFP s’associèrent pour étudier les chutes de pression en écoulements diphasiques, l’objectif étant de trouver des solutions pour le transport de la production en conduites de gros diamètre et en terrains accidentés. Les expériences nécessaires à l’observation des flux diphasiques ont été menées dans le Sud-Ouest de la France et les résultats ont débouché sur la création d’un programme général de calcul des écoulements diphasiques permanents appelé Pepite Transport (Profils d’Ecoulements Pétroliers Ifp Total Elf Aquitaine), qui est orienté sur les écoulements horizontaux et faiblement inclinés. Pour les écoulements verticaux (dans les puits) le même groupe de recherche concevra en 1987 le modèle Wellsite. En 1992, Elf Aquitaine, Total et l’IFP lancent le programme Tacite de modélisation des écoulements diphasiques. Par ailleurs, en 1984, un consortium constitué de Total Statoil et l’IFP avait lancé le projet Poséidon portant sur le développement de technologies de pompage et d’écoulement d’effluents polyphasiques. Les recherches ont notamment abouti à la mise au point des pompes polyphasiques utilisées sur le champ de Dunbar en mer du Nord. Poséidon a notamment contribué au développement du programme Olga. (2) Le schéma sec ou « dry » Dans ce cas, les équipements offshore assurent le traitement des eaux de production et la déshydratation du gaz. La teneur résiduelle en eau du gaz est ajustée de manière à ce qu’une fois les hydrocarbures gaz et liquides remélangés pour être expédiés à terre dans un pipe unique, on évite tout risque de formation d’hydrates et de corrosion. (3) Le schéma humide ou « wet » Tout l’effluent est amené à terre dans un unique pipe avec l’eau de production et de condensation. Il faut alors ajouter des additifs comme du méthanol ou du glycol pour éviter la formation d’hydrates et la corrosion. (4) Fonctionnement
SOUTH PARS : Un champ gazier géant au large des côtes iraniennes (5) Phénomène de « siphon »
(6) Contrôle de la teneur en gaz
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3.3. Transporter le gaz de South Pars
A ce jour, South Pars est le plus grand projet au monde mettant en œuvre le principe du transport polyphasique sur une telle distance. Les deux pipelines reliant les plates-formes à l’usine à terre sont longs (105 km), ces sont les plus longs pipelines polyphasiques jamais installés ; ils ont un diamètre de 32 pouces. Par ailleurs, deux lignes de 4,5 pouces posées sur les lignes principales permettent d’injecter à l’entrée de chaque pipeline du glycol régénéré à terre. Ce glycol (1) est destiné à empêcher la formation d’hydrates – assurant ainsi l’écoulement de la production, en particulier à bas débit –, et à contrôler le taux d’acidité de l’effluent pour éviter la corrosion des conduites et en assurer la pérennité. A South Pars, TotalFinaElf a fait le choix du « système humide » ou « wet scheme » pour transporter les effluents à terre. Cette technique permet d’acheminer les effluents dans une seule conduite. On parle de schéma humide ou « wet » parce que l’effluent transporté contient encore de l’eau (eau de condensation) et qu’il ne subit aucun traitement avant son transport. Le glycol est injecté à l’effluent au moyen de deux lignes piggy back arrimées sur la partie supérieure du pipeline. A l’arrivée à terre, un collecteur de condensats (2) (slug catcher) sépare gaz et liquides et assure à l’ensemble un débit régulier. DESCRIPTIONS (1) Unité de régénération du glycol
(2) Collecteur de condensats