Brevet FR2783559A1 — publié le 20000324

DESCRIPTION DOMAINE TECHNIQUE La présente invention concerne une méthode de conduite d'un dispositif de transport d'hydrocarbures sous forme d'un mélange de liquide et de gaz, entre des moyens de production d'hydrocarbures en mer et une unité de traitement desdits hydrocarbures. ETAT DE LA TECHNIQUE ANTERIEURE Une technique classique pour exploiter les gisements d'hydrocarbures sous-marins consiste à regrouper les hydrocarbures produits sous forme liquide et gazeuse par plusieurs puits voisins et à les transporter jusqu'à une unité de traitement montée sur un support flottant ou sur un support de type plateforme, au dessus du niveau de la mer. A cette fin, les têtes de puits sous-marines qui équipent les puits de production sont reliées à une canalisation de transport unique qui chemine au fond de la mer entre les têtes de puits et le pied du support de l'unité de traitement puis remonte par un tronçon ascendant au dessus du niveau de la mer o elle est raccordée le plus souvent au travers d'une duse de sortie à l'unité de traitement. Dans certaines conditions d'opération, le mélange de liquide et de gaz dans la canalisation de transport se présente sous forme d'une suite alternee de bouchons de liquide et de poches de gaz qui se manifestent par d'importantes fluctuations des débits et pressions des deux fluides qui sont incompatibles avec un fonctionnement correct de l'unité de traitement et perturbent également l'écoulement des hydrocarbures dans les puits. Une méthode qui vise à éviter le développement de bouchons de liquides dans un tel dispositif de transport d'hydrocarbures est décrite dans le document EP 0 410 522 A2 du 30.01.91. La duse de sortie étant utilisée comme moyen de contrôle des flux de gaz et de liquide dans une section aval de la canalisation de transport cette méthode consiste à: - déterminer un flux de fluides, défini comme la somme des flux de gaz et de liquide dans ladite section et, - ajuster les moyens de contrôle des flux pour minimiser les variations du flux de fluides dans ladite section. Selon cette méthode les flux de fluides sont définis comme étant les débits volumiques instantanés des fluides. Cette méthode est inadaptée à la conduite d'un dispositif de transport d'hydrocarbures qui comporte en plus de la canalisation de transport, des moyens d'injection de gaz en amont du tronçon ascendant de ladite canalisation, qui permettent d'injecter du gaz pour alléger le mélange de liquide et de gaz produit afin de faciliter sa remontée, car dans ce cas la mesure du flux de gaz produit est faussée par le débit de gaz injecté. De plus cette méthode ne permet pas de démarrer progressivement le dispositif de transport avec un minimum d'à-coups de pression et de débits, ni de le conduire au cours d'opérations particulières perturbées telles que le passage d'un racleur, ni de prévenir dans toutes les phases d'exploitation la formation de bouchons de gaz dans la conduite de transport s'accompagnant de bouchons d'hydrocarbures liquides. Elle ne permet pas non plus de produire des hydrocarbures à moindre coût en régime établi c'est à dire en injectant une quantité minimale de gaz pour une quantité donnée d'hydrocarbures produits. EXPOSE DE L'INVENTION La présente invention a justement pour objet de remédier à ces inconvénients en proposant une méthode de conduite d'un dispositif de transport d'hydrocarbures entre des moyens de production et une unité de traitement, qui permet de prévenir la formation de bouchons et d'assurer la stabilité du débit des hydrocarbures dans des situations perturbées, créant ainsi des conditions favorables à la conduite optimale de l'unité de traitement. De plus grâce à l'invention une quantité maximale d'hydrocarbures produits peut être transportée au meilleur coût. A cette fin, I'invention propose une méthode de conduite d'un dispositif de transport d'hydrocarbures liquides et gazeux entre des moyens de production et une unité de traitement, lequel dispositif comprend une canalisation de transport des hydrocarbures ayant un tronçon inférieur relié aux moyens de production d'hydrocarbures et une extrémité supérieure raccordée à l'unité de traitement à travers une duse de sortie à ouverture réglable, ladite méthode étant caractérisée en ce que ledit dispositif comporte en plus une canalisation d'injection de gaz ayant une extrémité amont raccordée à une source de gaz sous pression à travers une vanne de contrôle et une extrémité aval raccordée au tronçon inférieur de la canalisation de transport des hydrocarbures et en ce que la duse de sortie et la vanne de contrôle étant fermées, elle comporte une phase de démarrage qui consiste à dérouler les étapes suivantes: - une étape d'initiation du transport d'hydrocarbures consistant: à comparer la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation de transport d'hydrocarbures à un seuil prédéterminé Pfl et: a) si cette pression est supérieure au seuil Pfl, à ouvrir progressivement la duse de sortie, jusqu'à une valeur prédéterminée pour assurer un débit minimal prédéterminé des hydrocarbures transportés ou, b) si cette pression est inférieure au seuil Pfl, à injecter du gaz à un débit prédéterminé pour faciliter l'écoulement des hydrocarbures dans la canalisation de transport, et quand la différence entre les pressions en amont et en aval de la duse de sortie dépasse un seuil prédéterminé, à ouvrir progressivement ladite duse jusqu'à une valeur prédéterminée pour assurer un débit minimal prédéterminé des hydrocarbures transportés, à attendre pendant un intervalle de temps prédéterminé pour permettre au débit minimal d'hydrocarbures de s'établir. -une étape de mise en régime de transport consistant à exécuter périodiquement les opérations suivantes: À à déterminer un facteur d'instabilité de la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation et, à comparer ce facteur d'instabilité à deux seuils S1 et S2 prédéterminés, S2 étant supérieur à S1 et: a) si ce facteur d'instabilité est inférieur à S1 et si un débit objectif des hydrocarbures transportés n'est pas atteint, à augmenter l'ouverture de la duse de sortie d'une quantité prédéterminée, b) si ce facteur d'instabilité est inférieur à S1 et si un débit objectif des hydrocarbures transportés est atteint, à diminuer le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, c) si ce facteur d'instabilité est compris entre S1 et S2 et si le débit de gaz injecté est nul, à injecter un débit de gaz prédéterminé pour remplir la canalisation d'injection de gaz jusqu'à son extrémité aval, d) si ce facteur d'instabilité est supérieur à S2, à augmenter le débit de gaz d'une quantité prédéterminée pour assurer un débit de gaz continu dans le tronçon inférieur de la canalisation et augmenter la différence de pression disponible sur la duse de sortie. à réitérer les opérations précédentes si au moins une des actions précédentes a été effectuée pendant un temps prédéterminé, Selon une autre caractéristique de l'invention, la phase de démarrage est suivie d'une phase de production qui consiste à assurer la stabilité de la production en exécutant les opérations de surveillance suivantes:. déterminer au moins un facteur caractéristique d'un début d'interruption de circulation des hydrocarbures gazeux dans le tronçon inférieur de la canalisation, comparer ledit facteur à un seuil prédéterminé et: - en cas de dépassement, augmenter le débit de gaz jusqu'à une valeur prédéterminée et diminuer l'ouverture de la duse de sortie jusqu'à une valeur prédéterminée, - dans le cas contraire, comparer le débit d'hydrocarbures produits au débit objectif et: a) s'il est inférieur, augmenter le débit de gaz injecté, b) s'il est supérieur, diminuer le débit de gaz injecté. si au cours des opérations de surveillance précédentes une action a été réalisée la phase de production consiste ensuite à exécuter périodiquement les opérations de contrôle de stabilité suivantes: À déterminer un facteur d'instabilité de la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation et, comparer ce facteur d'instabilité à deux seuils S1 et S2 prédéterminés, S2 étant supérieur à S1 et: a) si ce facteur d'instabilité est inférieur à S1 et si un débit objectif des hydrocarbures transportés n'est pas atteint, augmenter l'ouverture de la duse de sortie d'une quantité prédéterminée, b) si ce facteur d'instabilité est inférieur à S1 et si un débit objectif des hydrocarbures transportés est atteint, diminuer le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, c) si ce facteur d'instabilité est supérieur à S2, augmenter le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée pour assurer un débit de gaz continu dans le tronçon inférieur de la canalisation et augmenter la différence de pression disponible sur la duse de sortie. ò réitérer les opérations de contrôle de stabilité précédentes si au moins une des actions précédentes a été effectuée pendant un temps prédéterminé, reprendre les opérations de surveillance précédentes. Selon une autre caractéristique de l'invention, le facteur d'instabilité est calculé à partir de différence entre la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation et la pression en amont de la duse de sortie. Selon une autre caractéristique de l'invention le facteur d'instabilité est calculé à partir de la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation. Selon une autre caractéristique de l'invention, les moyens de production d'hydrocarbures comportant une sortie à laquelle est relié le tronçon inférieur de la canalisation de transport des hydrocarbures, le facteur d'instabilité est calculé à partir de différence entre la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation et la pression en sortie des moyens de production d'hydrocarbures. Selon une autre caractéristique de l'invention, le facteur caractéristique d'un début d'interruption de circulation des hydrocarbures gazeux dans le tronçon inférieur de la canalisation, est calculé à partir de la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation. Selon une autre caractéristique de l'invention, les moyens de production d'hydrocarbures comportant une sortie à laquelle est relié le tronçon inférieur de la canalisation de transport des hydrocarbures, le facteur caractéristique d'un début d'interruption de circulation des hydrocarbures gazeux dans le tronçon inférieur de la canalisation, est calculé à partir de différence entre la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation et la pression en sortie des moyens de production d'hydrocarbures. Selon une autre caractéristique de l'invention, la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation de transport d'hydrocarbures est mesurée au moyen d'un capteur. Selon une autre caractéristique de l'invention, la méthode consiste à: - faire précéder l'étape d'initiation du transport d'hydrocarbures d'une étape préliminaire qui consiste à ouvrir la vanne de contrôle du débit de gaz injecté, pour obtenir un débit de gaz injecté Q1 pendant une durée prédéterminée, maintenir le débit de gaz injecté à une valeur au moins égale à Q1 en permanence, - calculer la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation de transport d'hydrocarbures à partir de la pression en aval de la vanne de contrôle et du débit de gaz injecté. BREVE DESCRIPTION DES DESSINS L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description suivante donnée à titre d'exemple, en référence aux dessins annexés dans lesquels la figure unique représente un dispositif de transport d'hydrocarbures entre des puits pétroliers sous-marins et une unité de traitement, permettant la mise en oeuvre de l'invention. EXPOSE DETAILLE DE L'INVENTION D'une manière générale la méthode de l'invention est utilisée pour conduire un dispositif de transport d'hydrocarbures entre des moyens de production et une unité de traitement desdits hydrocarbures. La figure unique représente une installation de production en mer d'hydrocarbures sous forme d'un mélange de liquide et de gaz qui comprend: - des moyens 1 de production à partir de deux puits 2 et 3, dont la production est regroupée dans un collecteur 4 qui présente une sortie 5 des hydrocarbures produits, - une unité 10 de traitement des hydrocarbures produits, - une source 11 de gaz sous pression, - une canalisation 6 de transport des hydrocarbures produits, ayant un tronçon 7 inférieur, une extrémité 8 supérieure, munie d'une duse 9 de sortie, - une conduite 16 d'injection de gaz, munie d'une vanne 15 de contrôle, ayant une extrémité 12 amont, une extrémité 17 aval, - un capteur 13 de mesure du débit de gaz injecté qui délivre un signal électronique représentatif de ce débit, - un capteur 14 de mesure de la pression en amont de la duse 9, qui délivre un signal électronique représentatif de cette pression, - un capteur 23 de mesure de la pression en aval de la vanne 15 de contrôle, qui délivre un signal électronique représentatif de cette pression, - un capteur 21 de mesure de la pression en aval de la duse 9, qui délivre un signal électronique représentatif de cette pression, - un automate 18 programmable muni d'entrées qui reçoivent les signaux électroniques délivrés par les capteurs 13, 14, 21 et 23, et de sorties qui délivrent des signaux de commande de la duse 9 de sortie et de la vanne 15 de contrôle, - des moyens 22 de dialogue opérateur/automate 18. La canalisation 6 de transport des hydrocarbures produits relie la sortie 5 des moyens de production d'hydrocarbures à l'unité 10 de traitement au travers de la duse 9 de sortie placée à l'extrémité 8 supérieure de la canalisation 6. La canalisation 6 chemine au fond 19 de la mer sur une distance L, la profondeur d'eau étant égale à H, l'unité 10 de traitement et la source 11 de gaz sous pression, la vanne 15, la duse 9 et l'automate 18 sont situés au dessus du niveau 20 de la mer. L'automate 18 comporte en plus non représenté sur la figure unique une mémoire préalablement chargée par un programme de contrôle et par les données nécessaires à la conduite du dispositif de transport d'hydrocarbures, notamment toutes les valeurs prédéterminées des variables de réglage. Ces données sont introduites préalablement par un opérateur à partir des moyens 22 de dialogue opérateur/automate et modifiables en cours de production par les mêmes moyens. Certaines de ces données peuvent être introduites par un calculateur d'aide à la conduite, non représenté sur la figure unique. L'automate 18 assure l'asservissement du débit de gaz injecté mesuré au moyen du capteur 13, à une valeur de consigne déterminée selon le programme de contrôle et les valeurs des variables de réglage et en fonction des signaux délivrés par les capteurs 14, 21 et 23, par action sur la vanne 15 de contrôle. Avant la mise en service du dispositif de transfert d'hydrocarbures la duse 9 de sortie et la vanne 15 de contrôle sont fermées. La méthode de l'invention comporte une phase de démarrage du dispositif de transport au cours de laquelle l'automate 18 ouvre la vanne 15 de contrôle pour injecter un débit Q1 de gaz pendant une durée déterminée expérimentalement, pour que la conduite 16 ne contienne pas d'hydrocarbures liquides. La valeur de Q1 est déterminée en fonction des caractéristiques de l'installation elle peut être fixée par exemple à 1% du débit maximal d'injection de gaz pour lequel l'installation a été calculée pour que les pertes de charge par friction soient négligeables. A partir de la valeur de la pression Pa en aval de la vanne 15 de contrôle, mesurée par le capteur 23, I'automate 18 calcule la pression Pf dans le tronçon 7 inférieur de la canalisation 6 en appliquant la formule suivante Pf=Pa(1 +K) dans laquelle K est une constante telle que K.Pa représente le poids d'une colonne de gaz de section unitaire, de hauteur H dans les conditions thermodynamiques de la canalisation 16. Le débit de gaz injecté sera maintenu à une valeur au moins égale à Q1 pendant toutes les opérations suivantes. La phase de démarrage comporte ensuite une étape d'initiation du transport d'hydrocarbures au cours de laquelle l'automate 18 réalise les opérations suivantes: - compare la pression Pf à un seuil Pfl prédéterminé en fonction de la hauteur H d'eau, des caractéristiques physiques des hydrocarbures transportés pour qu'un dépassement de ce seuil soit significatif de l'existence d'une réserve suffisante de pression pour permettre le démarrage de la production sans appoint d'énergie externe, si cette pression Pf est supérieure à Pfl l'automate 18 donne un ordre d'ouverture progressive de la duse 9 de sortie jusqu'à une valeur prédéterminée pour assurer un débit Qm minimal des hydrocarbures fixé expérimentalement par exemple entre 20 et 50% du débit maximal pour lequel le dispositif de transport a été calculé. ò Si cette pression Pf est inférieure à Pfl cela signifie que la pression Pf est insuffisante pour assurer une marge de contrôle suffisante à la duse 9 de sortie, dans ce cas l'automate 18 donne un ordre d'augmentation du débit de gaz injecté jusqu'à un débit Qd prédéterminé par calcul ce qui facilite l'écoulement des hydrocarbures transportés. Lorsque la différence entre les pressions amont et aval de la duse 9, respectivement mesurées par les capteurs 14 et 21, dépasse un seuil prédéterminé par calcul, I'automate 18 donne un ordre d'ouverture progressive de la duse 9 jusqu'à une valeur prédéterminée pour atteindre le débit Qm minimal des hydrocarbures transportés. L'automate 18 attend pendant une durée prédéterminée par calcul du temps de balayage de la canalisation 6 pour que le débit Qm minimal des hydrocarbures transportés soit établi. La phase de démarrage comporte ensuite une étape de mise en régime de transport au cours de laquelle l'automate 18 détermine un facteur F d'instabilité de la pression Pf dans le tronçon 7 inférieur de la canalisation 6, en appliquant la formule suivante: F =( Pfmax - Pfmin) / Pfmoy dans laquelle: - Pfmax représente la valeur maximale de la pression Pf sur une période de temps glissante de 5 minutes, - Pfmin représente la valeur minimale de la pression Pf sur une période de temps glissante de 5 minutes, - Pfmoy représente la valeur moyenne temporelle de la pression Pf sur une période de temps glissante de 5 minutes. L'automate 18 compare F à deux seuils S1 et S2 prédéterminés, par calcul des fluctuations caractéristiques d'un écoulement de stabilité acceptable, S2 étant supérieur à S1. Si F est inférieur à S1 égal par exemple à 50% et si le débit des hydrocarbures transportés, estimé à partir de l'ouverture de la duse 9 et de la différence des pressions mesurées par les capteurs 14 et 21, est inférieur à un débit objectif de production fixé par un opérateur, I'automate 18 augmente l'ouverture de la duse 9 de sortie d'une quantité prédéterminée, par exemple 2% de l'ouverture maximale. Si F est inférieur à S1 et si le débit objectif des hydrocarbures transportés est atteint, I'automate 18 diminue le débit de gaz injecté en diminuant la valeur de la consigne d'asservissement dudit débit. Si F est supérieur à S2 égal par exemple à 75%, l'automate 18 donne un ordre d'augmentation du débit de gaz injecté jusqu'à la valeur Qd, pour: assurer un débit de gaz injecté dans le tronçon 7 inférieur de la canalisation 6, - augmenter la différence de pression disponible sur la duse 9 de sortie pour conserver une marge de contrôle du débit, - éviter la formation d'un bouchon de liquide en injectant de façon continue et forcée du gaz pour assurer la présence d'un mélange liquide-gaz dans la partie ascendante de la canalisation 6, même s'il n'y a pas de gaz dans les hydrocarbures entrant dans le tronçon 7 et, - permettre aux puits de continuer de produire. Si une des quatre actions précédentes a été effectuée pendant une durée minimale de stabilisation prédéterminée par calcul, par exemple 60 minutes, les opérations de l'étape de mise en régime de transport sont réitérées. Ces actions sont ainsi réitérées périodiquement en fonction de la valeur de F par rapport aux seuils. Si aucune des conditions initiant une action n'a pu être satisfaite pendant la durée minimale de stabilisation, la phase de démarrage est terminée. La phase de démarrage étant terminée, le débit d'hydrocarbures transportés est égal au débit objectif. Selon l'invention cette phase de démarrage est suivie d'une phase de production au cours de laquelle l'automate 18 surveille la stabilité de la production en exécutant les opérations suivantes: Il détermine un facteur G caractéristique d'un début d'interruption de circulation des hydrocarbures gazeux dans le tronçon 7 inférieur de la canalisation 6 par application de la formule suivante: G = [(Pfmax2 - Pfmin2)(Pfmoy2 - Pfmoy30)] / [(Pfmax30 - Pfmin30).Pfmoy30] Dans laquelle: 25. Pfmoy2, Pfmax2 et Pfmin2 représentent respectivement la moyenne glissante, la valeur maximale et la valeur minimale sur les deux dernières minutes de la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation de transport, Pfmoy30, Pfmax30 et Pfmin30 représentent respectivement la moyenne glissante, la valeur maximale et la valeur minimale sur les trente dernières minutes de la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation de transport. L'automate 18 compare la valeur calculée du facteur G à un seuil prédéterminé SD de début de stabilisation. Si cette valeur G dépasse le seuil SD prédéterminé égal par exemple à %, I'automate 18 donne un ordre d'augmentation du débit de gaz injecté jusqu'à une valeur prédéterminée par calcul par exemple égal à 90% du débit pour lequel l'installation a été dimensionnée et donne un ordre de fermeture de la duse 9 de sortie jusqu'à une valeur prédéterminée par calcul. Si G ne dépasse pas le seuil SD, I'automate 18 compare le débit d'hydrocarbures produits, estimé à partir des pressions en amont et en aval de la duse 9 et des caractéristiques hydrauliques de ladite duse, au débit objectif. Si le débit d'hydrocarbures produits est inférieur au débit objectif I'automate 18 donne un ordre d'augmentation du débit de gaz injecté d'un incrément prédéterminé, par exemple 5% de la valeur maximale du débit de gaz injecté pour lequel le dispositif de transport a été calculé. Si le débit d'hydrocarbures produits est supérieur au débit objectif l'automate 18 donne un ordre de diminution du débit de gaz injecté d'un décrément prédéterminé, par exemple 5% de la valeur maximale du débit de gaz injecté pour lequel le dispositif de transport a été calculé. Si au cours des opérations de surveillance précédentes une action a été nécessaire l'automate 18 détermine un facteur S d'instabilité de la pression dans le tronçon 7 inférieur de la canalisation 6, par exemple le rapport entre le poids effectif de la colonne de fluide dans la partie ascendante de la canalisation 6 et le poids théorique de cette colonne. Ce rapport est calculé par application de la formule suivante: Pfmoy5 Pamont5 - KX Pr m + Kz(Kg + Qg / Qp) Pr m Kd + Kz(Kg + Qg / Qp) Dans laquelle: Pfmoy5 représente la moyenne glissante sur les 5 dernières minutes de la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation de transport, Pamont5 représente la moyenne glissante sur les 5 dernières minutes de la pression en amont de la duse 9, a K; est une constante pour la prise en compte de la perte de charge par friction dans la partie ascendante de la conduite 6, À Kz est la constante relative à la compressibilité du gaz et à son poids, À Kg est une constante relative à la quantité de gaz associée aux liquides produits, À Kd est une constante relative à la masse volumique des liquides produits, a Qg est la moyenne glissante sur les 5 dernières minutes du débit de gaz injecté, Qp est la moyenne glissante sur les 5 dernières minutes du débit des hydrocarbures liquides transportés, a Prm est la pression moyenne dans la partie ascendante de la canalisation 6 calculée par la formule Prm = (Pfmoy5 + Pamont5)x1/2 Le débit Qg est mesuré au moyen du capteur 13 et Qp est estimé à partir des pressions en amont et en aval de la duse 9 et des caractéristiques hydrauliques de ladite duse. De plus S = 200 si la pression instantanée Pf dans le tronçon 17 inférieur de la canalisation 6 augmente de plus de 10% pendant la période glissante de 5mn et S = 0% si la pression instantanée Pf dans le tronçon 17 inférieur de la canalisation 6 diminue de plus de 10% pendant la période glissante de 5mn. Si le facteur S d'instabilité de la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation 6 est inférieur au seuil S1 prédéterminé égal par exemple à 90% et si le débit objectif des hydrocarbures transportés est atteint l'automate 18 donne un ordre de diminution du débit de gaz d'une quantité prédéterminée par exemple 5% de la valeur maximale du débit d'hydrocarbures pour laquelle le dispositif de transport a été calculé. Si le facteur S d'instabilité de la pression dans le tronçon inférieur de la canalisation 6 est supérieur à un seuil S2 prédéterminé égal par exemple à 150% l'automate 18 donne un ordre d'augmentation du débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée par exemple égale à 20% du débit maximum pour lequel l'installation a été dimensionnée, pour assurer un débit de gaz continu dans le tronçon inférieur de la canalisation 6 et augmenter la différence de pression disponible sur la duse de sortie. Si au moins une des actions résultant du contrôle de stabilité précédent a été exécutée pendant un temps prédéterminé par exemple 60 minutes l'automate 18 réitère les opérations de contrôle de stabilité précédentes. Dans le cas contraire l'automate 18 reprend les opérations de surveillance précédentes. Grâce à la méthode de l'invention, pour une production d'hydrocarbures objectif donnée, la quantité de gaz injecté est minimale et la stabilité des écoulements et de la pression dans le tronçon 7 inférieur de la canalisation 6 est assurée. REVENDICATIONS 1- Méthode de conduite d'un dispositif de transport d'hydrocarbures liquides et gazeux entre des moyens (1) de production et une unité (10) de traitement, lequel dispositif comprend une canalisation (6) de transport des hydrocarbures ayant un tronçon (7) inférieur relié aux moyens (1) de production d'hydrocarbures et une extrémité (8) supérieure raccordée à l'unité (10) de traitement à travers une duse (9) de sortie à ouverture réglable, ladite méthode étant caractérisée en ce que ledit dispositif comporte en plus une canalisation (16) d'injection de gaz ayant une extrémité (12) amont raccordée à une source (11) de gaz sous pression à travers une vanne (15) de contrôle et une extrémité (17) aval raccordée au tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) de transport des hydrocarbures et en ce que la duse (9) de sortie et la vanne (15) de contrôle étant fermées, elle comporte une phase de démarrage qui consiste à dérouler les étapes suivantes: - une étape d'initiation du transport d'hydrocarbures consistant: * à comparer la pression dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) de transport d'hydrocarbures à un seuil prédéterminé Pfl et: a) si cette pression est supérieure au seuil Pfl, à ouvrir progressivement la duse de sortie, jusqu'à une valeur prédéterminée pour assurer un débit minimal prédéterminé des hydrocarbures transportés ou, b) si cette pression est inférieure au seuil Pfl, à injecter du gaz à un débit prédéterminé pour faciliter l'écoulement des hydrocarbures dans la canalisation (6) de transport, et quand la différence entre les pressions en amont et en aval de la duse (9) de sortie dépasse un seuil prédéterminé, à ouvrir progressivement ladite duse (9) jusqu'à une valeur prédéterminée pour assurer un débit minimal prédéterminé des hydrocarbures transportés, À à attendre pendant un intervalle de temps prédéterminé pour permettre au débit minimal d'hydrocarbures de s'établir. -une étape de mise en régime de transport consistant à exécuter périodiquement les opérations suivantes: À à déterminer un facteur d'instabilité de la pression dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) et, À à comparer ce facteur d'instabilité à deux seuils S1 et S2 prédéterminés, S2 étant supérieur à S1 et: a) si ce facteur d'instabilité est inférieur à S1 et si un débit objectif des hydrocarbures transportés n'est pas atteint, à augmenter l'ouverture de la duse (9) de sortie d'une quantité prédéterminée, b) si ce facteur d'instabilité est inférieur à S1 et si un débit objectif des hydrocarbures transportés est atteint à diminuer le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, c) si ce facteur d'instabilité est compris entre S1 et S2 et si le débit de gaz injecté est nul à injecter un débit de gaz prédéterminé pour remplir la canalisation (16) d'injection de gaz jusqu'à son extrémité (17) aval, d) si ce facteur d'instabilité est supérieur à S2, à augmenter le débit de gaz d'une quantité prédéterminée pour assurer un débit de gaz continu dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) et augmenter la différence de pression disponible sur la duse (9) de sortie. à réitérer les opérations précédentes si au moins une des actions précédentes a été effectuée pendant un temps prédéterminé. 2- Méthode de conduite selon la revendication 1 caractérisée en ce que la phase de démarrage est suivie d'une phase de production qui consiste à assurer la stabilité de la production en exécutant les opérations de surveillance suivantes: * déterminer au moins un facteur caractéristique d'un début d'interruption de circulation des hydrocarbures gazeux dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6), * comparer ledit facteur à un seuil prédéterminé et: - en cas de dépassement, augmenter le débit de gaz jusqu'à une valeur prédéterminée et diminuer l'ouverture de la duse (9) de sortie jusqu'à une valeur prédéterminée, - dans le cas contraire, comparer le débit d'hydrocarbures produits au débit objectif et: a) s'il est inférieur, augmenter le débit de gaz injecté, b) s'il est supérieur, diminuer le débit de gaz injecté. si au cours des opérations de surveillance précédentes une action a été réalisée la phase de production consiste ensuite à exécuter périodiquement les opérations de contrôle de stabilité suivantes: À déterminer un facteur d'instabilité de la pression dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) et, a comparer ce facteur d'instabilité à deux seuils S1 et S2 prédéterminés, S2 étant supérieur à S1 et: a) si ce facteur d'instabilité est inférieur à S1 et si un débit objectif des hydrocarbures transportés n'est pas atteint, augmenter l'ouverture de la duse (9) de sortie d'une quantité prédéterminée, b) si ce facteur d'instabilité est inférieur à S1 et si un débit objectif des hydrocarbures transportés est atteint, diminuer le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, c) si ce facteur d'instabilité est supérieur à S2, augmenter le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée pour assurer un débit de gaz continu dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) et augmenter la différence de pression disponible sur la duse (9) de sortie. a réitérer les opérations de contrôle de stabilité précédentes si au moins une des actions précédentes a été effectuée pendant un temps prédéterminé, reprendre les opérations de surveillance précédentes. 3- Méthode de conduite selon la revendication 1 ou 2 caractérisée en ce que le facteur d'instabilité est calculé à partir de différence entre la pression dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) et la pression en amont de la duse (9) de sortie. 4- Méthode de conduite selon la revendication 1 ou 2 caractérisée en ce que le facteur d'instabilité est calculé à partir de la pression dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6). 5- Méthode de conduite selon la revendication 1 ou 2 caractérisée en ce que les moyens de production d'hydrocarbures comportant une sortie (5) à laquelle est relié le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) de transport des hydrocarbures, le facteur d'instabilité est calculé à partir de différence entre la pression dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) et la pression en sortie des moyens (1) de production d'hydrocarbures. 6- Méthode de conduite selon l'une quelconque des revendications 2 à 5 caractérisée en ce que le facteur caractéristique d'un début d'interruption de circulation des hydrocarbures gazeux dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6), est calculé à partir de la pression dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6). 7- Méthode de conduite selon l'une quelconque des revendications 2 à 5 caractérisée en ce que les moyens (1) de production d'hydrocarbures comportant une sortie (5) à laquelle est relié le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) de transport des hydrocarbures, le facteur caractéristique d'un début d'interruption de circulation des hydrocarbures gazeux dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6), est calculé à partir de différence entre la pression dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) et la pression en sortie des moyens (1) de production d'hydrocarbures. 8- Méthode de conduite selon l'une quelconque des revendications 1 à 7 caractérisée en ce que la pression dans le tronçon inférieur (7) de la canalisation (6) de transport d'hydrocarbures est mesurée au moyen d'un capteur. 9- Méthode de conduite selon l'une quelconque des revendications 1 à 7 caractérisée en ce qu'elle consiste à: - faire précéder l'étape d'initiation du transport d'hydrocarbures d'une étape préliminaire qui consiste à ouvrir la vanne (15) de contrôle du débit de gaz injecté, pour obtenir un débit de gaz injecté Q1 pendant une durée prédéterminée, maintenir le débit de gaz injecté à une valeur au moins égale à Q1 en permanence, - calculer la pression dans le tronçon (7) inférieur de la canalisation (6) de transport d'hydrocarbures à partir de la pression en aval de la vanne (15) de contrôle et du débit de gaz injecté.