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WO2015011369A1 - Dispositif de pompage polyphasique - Google Patents

Dispositif de pompage polyphasique Download PDF

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Publication number
WO2015011369A1
WO2015011369A1 PCT/FR2014/051815 FR2014051815W WO2015011369A1 WO 2015011369 A1 WO2015011369 A1 WO 2015011369A1 FR 2014051815 W FR2014051815 W FR 2014051815W WO 2015011369 A1 WO2015011369 A1 WO 2015011369A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
pump
valve
flow
fluid
pumping
Prior art date
Application number
PCT/FR2014/051815
Other languages
English (en)
Inventor
Pierre-Jean BIBET
Jean-Luc LE RODALLEC
Olivier SAINCRY
Original Assignee
Total Sa
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Total Sa filed Critical Total Sa
Priority to US14/907,562 priority Critical patent/US10040002B2/en
Priority to BR112016001491-0A priority patent/BR112016001491B1/pt
Publication of WO2015011369A1 publication Critical patent/WO2015011369A1/fr

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    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0063—Regulation, control including valves and floats
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0068—General arrangements, e.g. flowsheets
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
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    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B13/00—Pumps specially modified to deliver fixed or variable measured quantities
    • F04B13/02—Pumps specially modified to deliver fixed or variable measured quantities of two or more fluids at the same time
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
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    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04C—ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04C13/00—Adaptations of machines or pumps for special use, e.g. for extremely high pressures
    • F04C13/001—Pumps for particular liquids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04C—ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
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    • F04C18/08—Rotary-piston pumps specially adapted for elastic fluids of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing
    • F04C18/12—Rotary-piston pumps specially adapted for elastic fluids of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing of other than internal-axis type
    • F04C18/14—Rotary-piston pumps specially adapted for elastic fluids of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing of other than internal-axis type with toothed rotary pistons
    • F04C18/16—Rotary-piston pumps specially adapted for elastic fluids of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing of other than internal-axis type with toothed rotary pistons with helical teeth, e.g. chevron-shaped, screw type
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    • F04C2/08—Rotary-piston machines or pumps of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing
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    • F04C2/14—Rotary-piston machines or pumps of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing of other than internal-axis type with toothed rotary pistons
    • F04C2/16—Rotary-piston machines or pumps of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing of other than internal-axis type with toothed rotary pistons with helical teeth, e.g. chevron-shaped, screw type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D31/00—Pumping liquids and elastic fluids at the same time
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/005—Pipe-line systems for a two-phase gas-liquid flow
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D1/00—Radial-flow pumps, e.g. centrifugal pumps; Helico-centrifugal pumps
    • F04D1/04—Helico-centrifugal pumps

Definitions

  • the present invention relates to the field of multiphase pumping, particularly in the field of pumping fluids in the context of submarine oil drilling wells.
  • These new pumps can be: - MPP pumps (for 'multiphase pump' in English) High Boost;
  • the present invention improves the situation.
  • the present invention provides a device for protecting multiphase pumps in the event of a sudden change in the composition of the pumped fluid.
  • the present invention thus aims at a multiphase pump device comprising:
  • a pump capable of pumping a pumping fluid
  • the separator tank is connected to an area downstream of the pump and is capable of separating a liquid phase and a gas phase from said pumping fluid.
  • the recycling circuit is connected to the separator tank and is adapted to allow the flow of the liquid phase of said separator tank to an area upstream of the pump.
  • a zone connected to the outlet of the pump is called “zone downstream of the pump”.
  • the fluid passes through the separator tank once this fluid has been pumped.
  • a zone connected to the inlet of the pump is called “zone upstream of the pump”.
  • the recycling circuit makes it possible to reinject a liquid part of the pumped fluid upstream of the pump.
  • this feedback can lower the energy efficiency of the pump, it can help to put the pump safe by feeding it with a minimum flow of liquid. This minimum flow rate makes it possible to avoid damage to the multiphase pump which is not intended for operation without liquid fluid.
  • the minimum flow rate of a pump can depend on its speed.
  • the recycling circuit may comprise at least in series:
  • the rapid opening valve may authorize on command the flow or not of the liquid phase in the recycling circuit.
  • controllable opening valve may be able to be pre-opened to allow the partial flow and to control the liquid phase in the recycling circuit.
  • the opening percentage can be controlled for this controllable opening valve.
  • the fast opening valve can be, for example, an "on-off" type valve whose opening is rapid following the release of a mechanical part or a spring.
  • the controllable opening valve can be a "choke-valve” type valve whose opening is adjustable. In the field of deep drilling at sea, these valves open and close hydraulically, and a complete cycle of opening and / or closing can take several minutes.
  • the pre-opening of the controllable opening valve can make it possible to regulate the flow rate of the fluid within the recycling circuit on the minimum flow rate of the pump for the considered speed of this pump.
  • a sudden change in the composition of the fluid eg gas cap
  • the device may further comprise a mixing tank located upstream of the pump.
  • the flow of the liquid phase through the recycling circuit can then be made to said mixing device.
  • a mixing tank can be used to attenuate the composition variations of the pumped fluid.
  • a gas cap is pumped, it can be mixed with the liquid fluid circulating in the recycling circuit.
  • the fluid passing through the pump then has a composition of gas and liquids smoothed over time.
  • the device may further comprise a multiphase flowmeter located downstream of the pump.
  • the flow of the liquid phase from said separator tank to an upstream zone of the pump can then be controlled as a function of at least one measurement of the fluid by said multiphase flowmeter.
  • the opening of at least one valve located on the recycling circuit i.e. controlling circulation in the recycling circuit
  • the opening of at least one valve located on the recycling circuit is controlled / controlled by information from the pumped fluid.
  • the at least one measurement of the fluid by said multiphase flowmeter may be one of a volume flow measurement, and a measure of the ratio of the gas volume to the total volume.
  • the multiphase flow meter may be located upstream of the separator tank.
  • FIG. 1 illustrates an example of an underwater pumping station in a particular embodiment of the invention
  • FIG. 2 illustrates an exemplary operating diagram of a multiphase pump in one embodiment of the invention.
  • Figure 1 illustrates an example of underwater pumping station in a particular embodiment of the invention.
  • This pumping station comprises:
  • These valves can be valves with variable opening (or “choke valve” in English), valves “on-off”, or any other types of valves.
  • Some valves may advantageously be valves opening or closing automatically in the event of failure of their control system (hydraulic or electrical for example) such as valves 103 or 104, 1 16 or 1 17;
  • a mixing tank 107 (or "mixer tank” in English).
  • the pump When pumping under non-constant flow conditions, the pump has to deal with operating conditions that can vary suddenly (gas cap without gas or gas plugs). The rapid change of these conditions can cause sudden load variations in the pump, and can cause mechanical problems or failures in the rotor of the pump.
  • a mixing tank makes it possible to mix the liquid and to homogenise it before passing it through the pump. Thus, the mixing tank can make it possible to limit the torque fluctuation of the shaft during the pumping and therefore the degradation of the pump;
  • a multiphase flow meter 1 14 (or MPFM or "multiphase flow meter” in English).
  • a multiphase flowmeter is a device used to perform measurements on the pumped fluid (mixtures of oil, water and gas produced) during the production process;
  • a separator tank 1 15 (or "splitter tank” in English) separates the liquid, gas and solids suspended in the liquid (such as sand, etc.). As an illustration, it is possible to use decantation for achieve this separation. Thus, because of their respective density, the different phases separate: the heavier materials are found at the bottom of the tank. Depending on the quilting height (ie recovery height in the tank), it is possible to recover either solids (ie low tapping) or liquid materials (ie medium-high tapping) or gases (ie high tapping). . It is also possible to recover a mixture of different phases because the separation of the different phases may not be complete.
  • the elements 1 10 to 1 14 and 156 to 158 constitute a pump unit 101 that can be extracted ("retrievable" in English) from the pumping station. For example, this extraction makes it possible to raise the pumping block 101 to the surface for technical maintenance reasons (eg repairs).
  • the circuit 151 is connected to the pumping well drilled in the marine subsoil.
  • the pumping fluid circulates in the latter.
  • the valve 103 is closed to prevent this fluid from circulating in the main bypass circuit 152 (i.e. "Main Bypass”).
  • the valve 104 is held in the open position but it can be activated on demand to overcome the failure of the valve 103.
  • These two valves 103 and 104 are called the “Main Bypass Valves” or MBPV valves.
  • valve 103 When the pump 1 10 operates, the valve 103 is then closed, and "undergoes" the pressure differential ⁇ generated by the pump 1 10 and / or imposed by the system.
  • valve 103 In case of stopping the pump 1 10, it may be necessary to quickly open the valve 103 to balance the pressures upstream and downstream of the pumping device 100 shown in Figure 1. Thus, if the valve 103 and the valve 104 are open to full, they allow to balance the pressures and then to ensure free production (production in "Free Flow" mode) through the main bypass circuit 152.
  • the circuit 161 is connected to the production line to the surface (direction 120).
  • the valve 103 opens under a large pressure differential ⁇ , and when it opens, multiphase fluids pass through the valve 103: gas, sand, hydrocarbons, etc. This valve is therefore highly stressed from a mechanical point of view during the opening phases.
  • valve 104 it may be useful to provide a valve 104 in the event that the valve 103 would malfunction (eg breakage of a mechanical part making the valve 103 leakproof).
  • the life expectancy of such a combination (elements 103 and 104) can thus be doubled.
  • valves 105, 106, 108, 109, 1 19, 1 18 are open, thus allowing the pumped fluid to flow into the mixing tank 107.
  • This mixed pumping fluid then passes through the pump 1 10 through the circuit 156.
  • This pump 1 10 may be for example a pump type "Twin Screw MPP” or a pump type "Helicoaxial MPP”.
  • a nonreturn valve 1 1 1 is positioned on the circuit 156 in order to avoid, in case of stopping of the pump, that the overpressure at the outlet of the pump 1 10 causes a reflux in the pump and damages it.
  • a bypass circuit 157 (or “bypass" in English) is used to allow a bypass of the pump 1 10 by the operating fluid at the time of starting, when the pressure in the line 156 is greater than the pressure in the line 158. In case of starting the pump 1 10, it is indeed useful to avoid leaving the natural production of the well (ie production "Free Flow") flow through the pump 1 10.
  • This bypass may be called “integrated bypass” because this bypass is integrated pump block 101 and can be removed with the latter.
  • the circuit 160 is then provided with a valve 1 17 with variable opening, and a valve 1 16 with fast opening. In case of stopping the pump 1 10, it may be useful to quickly open the valves 1 16 and 1 17 in order to balance the pressures upstream and downstream of the pump unit 101. This opening may make it possible to avoid opening the valve 103 (as previously described) and thus limit its wear. The wear is then supported by the parts of the valves 1 16 and 1 17 easier to repair since they can be extracted (with the pump unit 101) to be repaired on the surface.
  • valve 103 controlling the flow in the main bypass 152 in order to allow the natural production to flow, then gently start the pump: it can then operate temporarily in overflow from the made of the low resistance offered by the fluid.
  • the valve 103 is then closed by an operator by controlling the operating parameters of the pump until the valve 103 is completely closed.
  • This method can be complex and the use of an integrated bypass 157 as shown in FIG. 1 can simplify it.
  • the pump 1 10 can be started with the valve 103 closed. In contrast, the valve 1 12 is open.
  • the natural production of the well then passes, initially, through the integrated bypass circuit 157.
  • the pump 1 10 will gradually increase the pressure differential between its inlet and outlet . Therefore, the check valve 1 13 on the circuit 157 closes naturally. If the valve 1 13 closes, the pump works in resistance on the production fluid and can not operate in overflow.
  • the start is then automatic for the operator and the valve 103 is not mechanically solicited for starting the pump.
  • the production fluid is then injected into the multiphase flowmeter 11 to control the different parameters at the pump outlet.
  • This production fluid is then injected into a separator tank 1 15.
  • a circuit 159 is then stitched into this reservoir 1 15 so as to recover the fluid of interest (i.e. crude oil in the context of an oil well).
  • another circuit 160 i.e. "recycling line” is stitched into this tank 1 15 so as to recover a liquid (not necessarily relevant to production).
  • the circuit 160 allows a reinjection of liquid into the mixing tank 107. Indeed, this may be useful in order to avoid, in the event of the presence of a large volume of gas (ie gas plugs) in the production circuits, of pump the pump 1 10 under-flow and deteriorate. It is therefore useful to circulate in the pump a minimum flow rate to protect the pump 1 10.
  • valves are often hydraulic valves of the "actuated valve” type. This type of valve has opening and closing times of several minutes and does not meet the speed constraints related to the appearance of large gas bubbles in the production lines.
  • valve 1 16 type "on / off” whose opening is controlled by the release of a spring (ie "de-energizing” in English).
  • the opening is immediate, but it is not possible to choose the closing ratio of the valve: either it is completely open, or it is completely closed.
  • this assembly it is possible to control the valve 1 17 to consistently obtain a pre-opening corresponding to the minimum flow protection of the pump.
  • valve 1 16 can be opened very quickly and puts the valve 1 17 set in line on its pre-opening.
  • the pre-opening of the valve 1 17 may vary over time depending on the various operating parameters of the pump such as the power consumed or the speed of the pump. The pump is then protected in a very short time.
  • FIG. 2 illustrates an example of operating diagrams of a rotodynamic multiphase pump in an embodiment according to the invention.
  • the first operating curve GVF 70 illustrates the operation of one stage of this pump for a "GVF" of 70%.
  • GVF (or “Gas Volume Fraction”) represents the fraction of the volume of gas relative to the total volume.
  • the operating point of this stage for an ideal operation of the pump can correspond to point 201. It should be noted that the operating point of this stage for an ideal operation of the pump does not necessarily correspond to the ideal operating point of this stage alone. Indeed, the pump having a large number of stages, these two points may be different given the operation of the other floors.
  • the volume pumped is TF m 3 / h.
  • the minimum flow curve for this pump stage and for a GVF of 70% can be represented by the curve segment 21 1: an operating point of this stage situated to the left of this segment 21 1 corresponds to a sub-regime of the floor, regime can deteriorate it.
  • the GVF of the fluid can vary, for example to 90%.
  • the second operating curve GVF 90 illustrates the operation of a stage of this pump for a "GVF" of 90%.
  • the minimum flow curve for this pump stage and for a GVF of 90% can be represented by the curve segment 212.
  • the operating point of the stage can be modified: it can then be moved to the left at point 202 (the pressure difference ⁇ being considered constant for the scale of time relevant to the protection of the pump).
  • the operating point 202 corresponds to a sub-regime regime for this stage. It may be helpful if this diet is not maintained for a long period of time.
  • valves shown in Figure 1 may not be present or may be grouped together.
  • several pump units can be used in parallel to increase pump power.
  • each pump unit can have a clean separation tank and a clean recycling line.

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Abstract

La présente invention concerne un dispositif de pompage polyphasique comportant une pompe (110) apte à pomper un fluide de pompage, un circuit de recyclage (160) et un réservoir séparateur (115). Le réservoir séparateur est connecté à une zone en aval de la pompe et est apte à séparer une phase liquide et une phase gazeuse à partir dudit fluide de pompage. De plus, le circuit de recyclage est connecté au réservoir séparateur et est apte à permettre l'écoulement de la phase liquide dudit réservoir séparateur vers une zone en amont de la pompe.

Description

DISPOSITIF DE POMPAGE POLYPHASIQUE
La présente invention concerne le domaine du pompage polyphasique, notamment dans le domaine du pompage de fluides dans le cadre de puits de forage pétroliers sous-marins.
Pour les architectures de stations de pompage sous-marines classiques, il a été longtemps d'usage d'utiliser des pompes peu puissantes (< 1 MW) et ayant un différentiel de pressions relativement faible (i.e. faibles ΔΡ, <50bar). Avec l'avancée des progrès techniques, des pompes de plus grandes puissances doivent être utilisées (environ 2.5MW), par exemple dans des projets dits « Offshore profonds » (ou de forages profonds en mer) récents comme le projet Pazflor et le projet GirRI. Ces pompes peuvent être capables de générer un différentiel de pression ΔΡ d'environ 130bar.
Ces nouvelles pompes peuvent notamment être : - des pompes MPP (pour 'multiphase pump' en anglais) High Boost ;
- des pompes hybrides.
Si la puissance de ces pompes a été augmentée, les dispositifs de pompage accompagnant ces pompes n'ont pas évolués (i.e. stations de pompage hors pompes). Néanmoins, de tels dispositifs ne sont pas exemptes de défauts.
En effet, si ces dispositifs de pompage répondaient aux caractéristiques des pompes de faibles puissances, les contraintes de fonctionnement des pompes de fortes puissances imposent d'améliorer ces dispositifs.
La présente invention vient améliorer la situation. A cet effet, la présente invention propose un dispositif de mise en protection des pompes polyphasiques en cas de changement brutale de la composition du fluide pompé. La présente invention vise alors un dispositif de pompage polyphasique comportant :
- une pompe apte à pomper un fluide de pompage ;
- un circuit de recyclage ; - un réservoir séparateur.
En outre, le réservoir séparateur est connecté à une zone en aval de la pompe et est apte à séparer une phase liquide et une phase gazeuse à partir dudit fluide de pompage.
Le circuit de recyclage est connecté au réservoir séparateur et est apte à permettre l'écoulement de la phase liquide dudit réservoir séparateur vers une zone en amont de la pompe.
On appelle « zone en aval de la pompe » une zone connecté à la sortie de la pompe. Ainsi, le fluide transite par le réservoir séparateur une fois que ce fluide ait été pompé. On appelle « zone en amont de la pompe » une zone connecté à l'entrée de la pompe. Ainsi, le circuit de recyclage permet de réinjecter une partie liquide du fluide pompé en amont de la pompe.
Si cette réinjection peut faire baisser l'efficacité énergétique de la pompe, il peut permettre de mettre la pompe en sécurité en l'alimentant avec un débit minimal de liquide. Ce débit minimal permet d'éviter des détériorations de la pompe polyphasique qui n'est pas prévue pour un fonctionnement sans fluide liquide.
Le débit minimal d'une pompe peut dépendre de son régime.
Dans un mode de réalisation, le circuit de recyclage peut comporter au moins en série :
- une vanne d'ouverture contrôlable, et
- une vanne d'ouverture rapide. De plus, la vanne d'ouverture rapide peut autoriser sur commande l'écoulement ou non de la phase liquide dans le circuit de recyclage.
Enfin, la vanne d'ouverture contrôlable peut être apte à être pré-ouverte pour autoriser l'écoulement partiel et maîtriser de la phase liquide dans le circuit de recyclage. Le pourcentage d'ouverture peut être contôlable pour cette vanne d'ouverture contrôlable.
La vanne d'ouverture rapide peut être, par exemple, une vanne de type « on-off » dont l'ouverture est rapide suite au relâchement d'une pièce mécanique ou d'un ressort.
La vanne d'ouverture contrôlable peut être une vanne de type « choke-valve » dont l'ouverture est réglable. Dans le domaine du forage profond en mer, ces vannes s'ouvrent et se ferment hydrauliquement, et un cycle complet d'ouverture et/ou de fermeture peut prendre plusieurs minutes.
La pré-ouverture de la vanne d'ouverture contrôlable peut permettre de régler le débit du fluide au sein du circuit de recyclage sur le débit minimal de la pompe pour le régime considéré de cette pompe. Ainsi, en cas de changement brutal de la composition du fluide (ex. bouchon de gaz), il est possible d'ouvrir immédiatement une vanne d'ouverture rapide, le débit étant alors contrôlé par la vanne d'ouverture contrôlable pré-ouverte.
Dans un mode de réalisation possible, le dispositif peut comporter en outre un réservoir mélangeur situé en amont de la pompe. L'écoulement de la phase liquide au travers du circuit de recyclage peut alors s'effectuer vers ledit dispositif mélangeur. Avant la réinjection du fluide liquide dans la pompe, un réservoir mélangeur peut permettre d'atténuer les variations de composition du fluide pompé. Ainsi, si un bouchon de gaz est pompé, celui-ci peut être mélangé avec le fluide liquide circulant dans le circuit de recyclage. Le fluide transitant dans la pompe a alors une composition de gaz et de liquides lissé dans le temps. Dans un mode de réalisation, le dispositif peut comporter en outre un débitmètre polyphasique situé en aval de la pompe. De plus, l'écoulement de la phase liquide dudit réservoir séparateur vers une zone en amont de la pompe peut alors être contrôlé en fonction d'au moins une mesure du fluide par ledit débitmètre polyphasique.
Ainsi, l'ouverture d'au moins une vanne située sur le circuit de recyclage (i.e. contrôlant la circulation dans le circuit de recyclage) est contrôlé / commandé par des informations issues du fluide pompé.
La au moins une mesure du fluide par ledit débitmètre polyphasique peut être une mesure parmi une mesure de débit volumique, et une mesure du ratio du volume de gaz sur le volume total.
Le débitmètre polyphasique peut être situé en amont du réservoir séparateur.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront encore à la lecture de la description qui va suivre. Celle-ci est purement illustrative et doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels :
- la figure 1 illustre un exemple de station de pompage sous-marine dans un mode de réalisation particulier de l'invention ;
- la figure 2 illustre un exemple de diagramme de fonctionnement d'une pompe polyphasique dans un mode de réalisation de l'invention.
La figure 1 illustre un exemple de station de pompage sous-marine dans un mode de réalisation particulier de l'invention.
Cette station de pompage comporte :
- une entrée 102 connectée aux puits de production ; - une sortie 120 connectée à la ligne de production et permettant de remonter le fluide pompé à la surface ;
- des circuits de pompages 151 à 161 permettant de faire circuler le fluide pompé ;
- des vannes 103 à 106, 108, 109, 1 12, 1 16 à 1 19. Ces vannes peuvent être des vannes à ouverture variable (ou « choke valve » en anglais), des vannes « on-off », ou tout autres types de vannes. Certaines vannes peuvent être avantageusement des vannes s'ouvrant ou se fermant automatiquement en cas de défaillance de leur système de contrôle (hydraulique ou électrique par exemple) comme par exemple les vannes 103 ou 104, 1 16 ou 1 17 ;
- une pompe 1 10 ;
- un réservoir mélangeur 107 (ou « mixer tank » en anglais). Lors de pompage dans des conditions d'écoulement non constant, la pompe doit faire face à des conditions de fonctionnement pouvant varier de manière brutale (bouchon de liquide sans gaz ou bouchons de gaz). Le changement rapide de ces conditions peut provoquer de brusques variations de charge au niveau de la pompe, et peut causer des problèmes mécaniques ou défaillances au niveau du rotor de cette dernière. Un réservoir mélangeur permet de mélanger le liquide et de l'homogénéiser avant de le faire traverser la pompe. Ainsi, le réservoir mélangeur peut permettre de limiter la fluctuation de couple de l'arbre au cours du pompage et donc les dégradations de la pompe;
- des clapets anti-retour 1 1 1 et 1 13 ;
- un débitmètre polyphasique 1 14 (ou MPFM ou « multiphase flow meter » en anglais). Un débitmètre polyphasique est un dispositif utilisé pour réaliser des mesures sur le fluide pompé (mélanges de pétrole, d'eau et de gaz produits) au cours du processus de production ;
- un réservoir séparateur 1 15 (ou « splitter tank » en anglais) permet de séparer le liquide, le gaz et les solides en suspension dans le liquide (comme le sable, etc). A titre d'illustration, il est possible d'utiliser la décantation pour réaliser cette séparation. Ainsi, du fait de leur masse volumique respective, les différentes phases se séparent : les matériaux les plus lourds se retrouvant au fond du réservoir. En fonction de la hauteur de piquage (i.e. hauteur de récupération dans le réservoir), il est possible de récupérer soit les matières solides (i.e. piquage bas) soit les matières liquides (i.e. piquage à hauteur moyenne) soit des gaz (i.e. piquage haut). Il est également possible de récupérer un mélange de différentes phases car la séparation des différentes phases peut ne pas être complète.
Les éléments 1 10 à 1 14 et 156 à 158 constituent un bloc de pompage 101 pouvant être extrait (« retrievable » en anglais) de la station de pompage. Par exemple, cette extraction permet de faire remonter à la surface le bloc de pompage 101 pour des questions de maintenance technique (ex. réparations).
En régime de fonctionnement normal et établi, le circuit 151 est connecté au puits de pompage foré dans le sous-sol marin. Ainsi, le fluide de pompage circule dans ce dernier.
La vanne 103 est fermée afin d'éviter que ce fluide circule dans le circuit de contournement principal 152 (i.e. « Main Bypass » en anglais). La vanne 104 est maintenue en position ouverte mais elle peut être activée sur demande pour palier la défaillance de la vanne 103. On appelle ces deux vannes 103 et 104 les vannes « Main Bypass Valves » ou MBPV.
Quand la pompe 1 10 fonctionne, la vanne 103 est alors fermée, et « subit » le différentiel de pression ΔΡ générée par la pompe 1 10 et/ou imposée par le système.
En cas d'arrêt de la pompe 1 10, il peut être nécessaire d'ouvrir rapidement la vanne 103 afin d'équilibrer les pressions en amont et en aval du dispositif de pompage 100 présenté en Figure 1 . Ainsi, si la vanne 103 et la vanne 104 sont ouvertes à plein, elles permettent d'équilibrer les pressions puis d'assurer une production libre (production en mode « Free Flow ») au travers du circuit de contournement principal 152. Le circuit 161 est connecté à la ligne de production vers la surface (direction 120). Dans une telle situation d'arrêt de la pompe, la vanne 103 s'ouvre sous un différentiel de pression important ΔΡ, et lors de son ouverture, des fluides polyphasiques transitent par cette vanne 103 : gaz, sables, hydrocarbures, etc. Cette vanne est donc fortement sollicitée d'un point de vue mécanique pendant les phases d'ouverture.
En cas défaillance d'un élément mécanique de cette vanne 103, il n'est pas possible de simplement la remonter à la surface afin de la réparer car son positionnement dans la station de pompage 100 ne le permet pas (on parle de vanne « non retrievable »). En effet, si le bloc de pompage peut être détaché de manière relativement simple, les autres pièces de la station de pompage sont installées à quasi-demeure et la maintenance de celles-ci nécessite le plus souvent l'utilisation de RUV (pour « Remote operated Underwater Vehicle » en anglais) ou d'AUV (« Autonomous Underwater Vehicle » en anglais).
Ainsi, il peut être utile de prévoir une vanne 104 dans l'hypothèse où la vanne 103 viendrait à dysfonctionner (ex. casse d'une pièce mécanique rendant la vanne 103 non étanche). L'espérance de vie d'une telle combinaison (éléments 103 et 104) peut ainsi être doublée.
De plus, en régime de fonctionnement normal et établi, les vannes 105, 106, 108, 109, 1 19, 1 18 sont ouvertes permettant ainsi au fluide pompé de s'écouler dans le réservoir mélangeur 107.
Ce fluide de pompage mélangé traverse alors la pompe 1 10 grâce au circuit 156. Cette pompe 1 10 peut être par exemple une pompe de type « Twin Screw MPP » ou une pompe de type « Helicoaxial MPP ».
En sortie de la pompe 1 10, un clapet anti-retour 1 1 1 est positionné sur le circuit 156 afin d'éviter, en cas d'arrêt de la pompe, que la surpression en sortie de la pompe 1 10 provoque un reflux dans la pompe et l'endommage.
De plus, en parallèle du circuit 156, un circuit de contournement 157 (ou « bypass » en anglais) est utilisé pour permettre un contournement de la pompe 1 10par le fluide d'exploitation au moment du démarrage, lorsque la pression dans la ligne 156 est supérieure à la pression dans la ligne 158. En cas de démarrage de la pompe 1 10, il est en effet utile d'éviter de laisser la production naturelle du puits (i.e. la production "Free Flow") s'écouler au travers de la pompe 1 10.
. Ce contournement peut être appelé « contournement intégré » (ou « integrated bypass » en anglais) car ce contournement est intégré au bloc de pompage 101 et peut être retirée avec ce dernier. Le circuit 160 est alors muni d'une vanne 1 17 à ouverture variable, et d'une vanne 1 16 à ouverture rapide. En cas d'arrêt de la pompe 1 10, il peut être utile d'ouvrir rapidement les vannes 1 16 et 1 17 afin d'équilibrer les pressions en amont et en aval du bloc de pompage 101 . Cette ouverture peut permettre d'éviter d'ouvrir la vanne 103 (cas décrit précédemment) et ainsi limiter son usure. L'usure est alors supportée par les pièces des vannes 1 16 et 1 17 plus simple à réparer puisqu'elles peuvent être extraites (avec le bloc de pompage 101 ) pour être réparées en surface.
Il est donc d'usage d'ouvrir la vanne 103 contrôlant l'écoulement dans le contournement principal 152 afin de laisser la production naturel s'écouler, puis de démarrer doucement la pompe : celle-ci peut alors fonctionner temporairement en sur-débit du fait de la faible résistance offerte par le fluide. La vanne 103 est alors fermée par un opérateur en contrôlant les paramètres de fonctionnement de la pompe jusqu'à la fermeture complète de la vanne 103.
Ce procédé peut être complexe et l'utilisation d'un contournement intégré 157 comme présenté par la figure 1 peut le simplifier.
Le démarrage de la pompe 1 10 peut se faire avec la vanne 103 fermée. En revanche, la vanne 1 12 est ouverte.
La production naturel du puits passe alors, dans un premier temps, au travers du circuit de contournement intégré 157. Lors du démarrage de la pompe dans cette configuration, la pompe 1 10 va faire progressivement augmenter le différentiel de pression entre son entrée et sa sortie. Dès lors, le clapet anti-retour 1 13 sur le circuit 157 se ferme naturellement. Si le clapet 1 13 se ferme, la pompe travaille en résistance sur le fluide de production et ne peut fonctionner en sur-débit.
Le démarrage est alors automatique pour l'opérateur et la vanne 103 n'est pas mécaniquement sollicitée pour le démarrage de la pompe. Le fluide de production est alors injecté dans le débitmètre polyphasique 1 14 afin de contrôler les différents paramètres en sortie de pompe.
Ce fluide de production est alors injecté dans un réservoir séparateur 1 15. Un circuit 159 est alors piqué dans ce réservoir 1 15 de manière à récupérer le fluide intéressant la production (i.e. le pétrole brut dans le cadre d'un puits de pétrole).
De même, un autre circuit 160 (i.e. « ligne de recyclage ») est piqué dans ce réservoir 1 15 de manière à récupérer un liquide (non nécessairement intéressant la production). Le circuit 160 permet une réinjection de liquide dans le réservoir mélangeur 107. En effet, cela peut être utile afin d'éviter, en cas de présence d'un important volume de gaz (i.e. bouchons de gaz) dans les circuits de production, de faire partir la pompe 1 10 en sous-débit et de la détériorer. Il est donc utile de faire circuler dans la pompe un débit minimum pour protéger la pompe 1 10.
Pour ce faire, il est possible d'ouvrir si nécessaire une vanne située sur la ligne de recyclage 160 (ou « recycle line » en anglais) afin de contrôler le flux de liquide vers une zone en amont de la pompe 1 10 (ici, vers le réservoir mélangeur) et de réutiliser le liquide pour éviter de faire fonctionner la pompe 1 10 à vide ou de faire fonctionner un de ses étages de pompage à un régime de fonctionnement pouvant le détériorer.
Néanmoins, ces vannes sont souvent des vannes hydrauliques de type « actuated valve ». Ce type de vannes ont des temps d'ouverture et de fermeture de plusieurs minutes et ne permettent pas de satisfaire aux contraintes de rapidité liées à l'apparition de fortes bulles gazeuses dans les lignes de production.
Pour surmonter ce problème, il est possible de remplacer la vanne hydraulique de type « actuated valve » mentionnée précédemment par un ensemble de vannes en série composé de : - une vanne 1 17 hydraulique de type « actuated valve » et
- une vanne 1 16 de type "on/off" dont l'ouverture est commandée par la libération d'un ressort (i.e. « de-energizing » en anglais). Ainsi, l'ouverture est immédiate, mais il n'est pas possible de choisir le ratio de fermeture de la vanne : soit elle est complètement ouverte, soit elle est complètement fermée. Grâce à cet ensemble, il est possible de commander la vanne 1 17 pour obtenir de manière constante une pré-ouverture correspondant au débit minimum de protection de la pompe.
Ainsi, en cas de présence d'un important volume de gaz (i.e. bulles de gaz) dans les circuits de production, la vanne 1 16 peut être ouverte très rapidement et met en ligne la vanne 1 17 calée sur sa pré-ouverture. Bien entendu, la pré-ouverture de la vanne 1 17 peut varier dans le temps en fonction des différents paramètres de fonctionnement de la pompe comme la puissance consommée ou le régime de la pompe. La pompe est alors protégée dans un délai très bref.
La figure 2 illustre un exemple de diagrammes de fonctionnement d'une pompe polyphasique roto-dynamique dans un mode de réalisation selon l'invention.
La première courbe de fonctionnement GVF70 illustre le fonctionnement d'un étage de cette pompe pour un « GVF » de 70%. Le GVF (ou « Gas Volume Fraction » en anglais) représente la fraction du volume de gaz par rapport au volume totale.
Si la pompe fonctionne de manière établie avec un « GVF » de 70%, le point de fonctionnement de cet étage pour un fonctionnement idéal de la pompe peut correspondre au point 201 . II est à noter que le point de fonctionnement de cet étage pour un fonctionnement idéal de la pompe ne correspond pas nécessairement au point de fonctionnement idéal de cet étage seul. En effet, la pompe comportant un grand nombre d'étages, ces deux points peuvent être distincts compte tenu du fonctionnement des autres étages. Ainsi, le volume pompé est de TF m3/h.
La courbe de débit minimal pour cet étage de pompe et pour un GVF de 70% peut être matérialisée par le segment de courbe 21 1 : un point de fonctionnement de cet étage situé à gauche de ce segment 21 1 correspond à un sous-régime de l'étage, régime pouvant détériorer celui-ci. Lors d'un changement brutal de la composition du fluide pompé (ex. bouchon de gaz), le GVF du fluide peut varier en passant par exemple à 90%.
La deuxième courbe de fonctionnement GVF90 illustre le fonctionnement d'un étage de cette pompe) pour un « GVF » de 90%. La courbe de débit minimal pour cet étage de pompe et pour un GVF de 90% peut être matérialisée par le segment de courbe 212.
Bien entendu, du fait de cette variation brutale, le point de fonctionnement de l'étage peut être modifié : celui-ci peut alors être déplacé sur la gauche au point 202 (la différence de pression ΔΡι étant considérée comme constante pour l'échelle de temps pertinent à la mise en protection de la pompe).
Ainsi, le point de fonctionnement 202 correspond à un régime de sous-régime pour cet étage. Il peut être utile que ce régime ne soit pas maintenu durant une période de temps trop grande. En référence à la figure 1 , il est possible d'ouvrir les vannes 1 16 et 1 17 (comme décrit ci-avant) afin de réinjecter en amont de la pompe un liquide prélevé en aval de celle-ci et ainsi « ramener » l'étage dans un mode de fonctionnement non-dangereux pour l'étage ou la pompe (i.e. déplacer le point 202 vers la droite).
Bien entendu, la présente invention ne se limite pas aux formes de réalisation décrites ci-avant à titre d'exemples ; elle s'étend à d'autres variantes.
D'autres réalisations sont possibles.
Par exemple, certaines vannes présentées par la figure 1 peuvent ne pas être présentes ou être regroupées. De plus, plusieurs blocs de pompage peuvent être utilisés en parallèle afin d'augmenter la puissance de pompage. Ainsi, chaque bloc de pompage peut disposer d'un réservoir de séparation propre et d'une ligne de recyclage propre.

Claims

REVENDICATIONS
1 . Dispositif de pompage polyphasique comportant :
- une pompe (1 10) apte à pomper un fluide de pompage ;
- un circuit de recyclage (160) ; - un réservoir séparateur (1 15) ; dans lequel, le réservoir séparateur est connecté à une zone en aval de la pompe et est apte à séparer une phase liquide et une phase gazeuse à partir dudit fluide de pompage ; dans lequel le circuit de recyclage est connecté au réservoir séparateur et est apte à permettre l'écoulement de la phase liquide dudit réservoir séparateur vers une zone en amont de la pompe. dans lequel le circuit de recyclage comporte au moins en série :
- une vanne d'ouverture contrôlable (1 17), et
- une vanne d'ouverture rapide (1 16) ; dans lequel la vanne d'ouverture rapide autorise sur commande l'écoulement ou non de la phase liquide dans le circuit de recyclage ; et dans lequel, la vanne d'ouverture contrôlable est apte à être pré-ouverte pour autoriser l'écoulement partiel de la phase liquide dans le circuit de recyclage.
2. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le dispositif comporte en outre un réservoir mélangeur situé en amont de la pompe, dans lequel l'écoulement de la phase liquide au travers du circuit de recyclage s'effectue vers ledit dispositif mélangeur.
3. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le dispositif comporte en outre un débitmètre polyphasique situé en aval de la pompe, et dans lequel l'écoulement de la phase liquide dudit réservoir séparateur vers une zone en amont de la pompe est contrôlé en fonction d'au moins une mesure du fluide par ledit débitmètre polyphasique.
4. Dispositif selon la revendication 3, dans lequel la au moins une mesure du fluide par ledit débitmètre polyphasique est une mesure parmi une mesure de débit volumique, et une mesure du ratio du volume de gaz sur le volume total.
5. Dispositif selon la revendication 3 ou 4, dans lequel ledit débitmètre polyphasique situé en amont du réservoir séparateur.
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