Brevet FR3116898A1 — publié le 20220603

Procédé et système pour la détermination temporelle d’un niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique présent dans une conduite verticale L’invention concerne un procédé et un système pour la détermination temporelle d’un niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique présent dans une conduite verticale (2), comprenant la mise en place d’un capteur distribué à fibre optique comprenant un câble à fibre optique (8) enroulé en spirale autour de la conduite et couplé optiquement à un interrogateur DAS (10), à partir des données acquises par l’interrogateur DAS, la détermination de la densité spectrale de puissance sur une durée prédéterminée et pour chaque point d’une longueur discrétisée du câble à fibre optique, l’intégration de la densité spectrale de puissance sur une bande prédéfinie de fréquences pour chaque point de la longueur discrétisée du câble à fibre optique, et la mise sous forme matricielle des résultats de l’intégration de la densité spectrale de puissance afin de déterminer au moins un niveau d’interface du fluide polyphasique. Figure pour l’abrégé : Fig. 1. Procédé et système pour la détermination temporelle d’un niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique présent dans une conduite verticale L’invention se rapporte au domaine général de la détection d’interfaces de phase d’un fluide polyphasique circulant dans des conduites verticales, notamment dans des séparateurs gravitaires ou des conduites montantes (i.e. risers) caténaires utilisés dans le domaine de la production d’hydrocarbures, par exemple de pétrole et de gaz. L’extraction des puits de production d’hydrocarbures sous-marin génère un mélange polyphasique (eau, pétrole, gaz et sable) qu’il est nécessaire de traiter pour ne récupérer que ce qui va être utilisé, à savoir le pétrole et le gaz. Généralement, ce mélange polyphasique est remonté à bord d’un FPSO (pour « Floating Production Storage Offloading » en anglais, à savoir un support flottant de stockage, de production et de déchargement) pour y être traité en vue de séparer le pétrole proprement dit, de l'eau, du gaz, et d'éventuels composants solides. Le pétrole, une fois séparé, est alors stocké à bord, le gaz est lavé, puis envoyé vers les turbines à gaz pour la production de l'électricité et de la chaleur nécessaire à bord, puis le surplus est réinjecté dans le réservoir du champ pétrolier de manière à le remettre en pression. L'eau, après avoir été libérée des particules solides en suspension, est soit rejetée en mer après extraction des éventuelles particules d'huile, soit réinjectée elle aussi dans le réservoir. Enfin, les particules solides extraites, qui ne représentent que des quantités minimes, sont pour partie retraitées et recyclées sur place pour être rejetées en mer ou dans des bassins spéciaux, et pour partie envoyées à terre pour traitement et stockage et/ou réinjectées dans le sous-sol par le puits. L’un des procédés connus de séparation de l'eau et de l'huile contenus dans le mélange polyphasique extrait du puits de production consiste à utiliser un réservoir de très grand volume, en général de forme cylindrique : le pétrole entre à une extrémité du réservoir et chemine le long de celui-ci pour permettre aux différentes phases du mélange de se séparer naturellement par gravité et atteindre l’autre extrémité du réservoir. Ce type de séparateur ci-après dénommé « séparateur gravitaire » est en général utilisé pour du pétrole brut contenant également du gaz, le gaz étant alors récupéré en partie haute du réservoir, l'eau et le sable en partie basse, et le pétrole (huile) en partie intermédiaire. A cet effet, il est connu de recourir à des séparateurs gravitaires sous-marin installés au fond de la mer. On connaît ainsi du document WO 2015/114247 un séparateur gravitaire sous-marin comprenant notamment une pluralité de conduites cylindriques formant des réservoirs dans lesquels circule le mélange polyphasique extrait du puits de production. Au cours de cette circulation, les différentes phases du mélange se séparent naturellement par gravité : l’eau repose au fond du réservoir, l’huile est au-dessus de l’eau et le gaz est au-dessus de l’huile. En sortie des conduites, l’eau est typiquement récupérée pour être traitée avant d’être réinjectée dans le puits par des pompes d’injection d’eau, tandis que les phases huileuse et gazeuse sont acheminées en surface vers le FPSO. Lorsque les différentes phases du mélange polyphasique présent dans le réservoir du séparateur gravitaire se sont séparées, il est important de mesurer avec précision le niveau d’interface de phase dans le réservoir, c’est-à-dire le niveau dans le réservoir entre deux phases superposées (interface eau/huile et interface huile/gaz). Le résultat de cette mesure permet en effet d’assurer une parfaite régulation du débit des pompes d’injection d’eau, ce qui améliore le fonctionnement du séparateur. La mesure du niveau d’interface de phase dans le réservoir d’un séparateur gravitaire est généralement réalisée par des capteurs de niveau à rayons gamma comme décrit notamment dans les publications EP 1,314,006 et EP 2,329,234. Or, ce type de capteur met en œuvre des sources de rayonnement radioactives qui sont préjudiciables à l’environnement sous-marin ainsi que sur le plan d’hygiène et de sécurité pour le personnel. De plus, les détecteurs associés à ces capteurs sont des composants complexes à coût élevé et fiabilité faible selon les opérateurs, ce qui rend les résultats des mesures imprécis. La mesure du niveau d’interface de phase peut également être réalisée à l’aide d’un capteur à ultrasons tel que décrits notamment dans les publications WO 2018/065128 et WO 2009/063194. Dans ces publications, un capteur émet des impulsions ultrasoniques qui sont réfléchies par la surface externe du réservoir. Le temps de parcours du signal ultrasonique réfléchi est directement proportionnel à la distance parcourue. Si la forme du réservoir est connue, on peut alors en déduire les niveaux d’interface. On connaît encore la publication US 6,943,566 qui décrit le principe de mesure de niveau qui se base sur la variation de capacité d’un condensateur. Avec ce type de mesure, la sonde et la paroi du réservoir forment un condensateur dont la capacité dépend de la quantité de fluide présent dans le réservoir. La présente invention a pour objet de proposer un procédé permettant de suivre en temps réel le niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique présent dans une conduite verticale qui ne présente pas les inconvénients des procédés de l’art antérieur. Conformément à l’invention, ce but est atteint grâce à un procédé pour la détermination temporelle d’un niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique présent dans une conduite verticale, comprenant la mise en place d’un capteur distribué à fibre optique comprenant un câble à fibre optique enroulé en spirale autour de la conduite et couplé optiquement à un interrogateur DAS ; à partir des données acquises par l’interrogateur DAS, la détermination de la densité spectrale de puissance sur une durée prédéterminée et pour chaque point d’une longueur discrétisée du câble à fibre optique ; l’intégration de la densité spectrale de puissance sur une bande prédéfinie de fréquences pour chaque point de la longueur discrétisée du câble à fibre optique ; et la mise sous forme matricielle des résultats de l’intégration de la densité spectrale de puissance afin de déterminer au moins un niveau d’interface du fluide polyphasique. Le procédé selon l’invention est remarquable en ce qu’il permet de déterminer en temps réel et en continu à partir d’un capteur distribué à fibre optique enroulé autour de la conduite verticale le niveau d’interface de phase du fluide polyphasique présent dans la conduite. En outre, ce procédé présente les avantages d’être non intrusif pour le fluide et facile à installer sur la conduite verticale. Aucune maintenance n’est d’ailleurs nécessaire. De plus, le capteur distribué à fibre optique qui est utilisé peut également servir à monitorer d’autres paramètres de l’écoulement de fluide, tels que la pression, les vibrations, les éventuelles fuites, la composition, l’intensité des turbulences, etc.). Selon une application du procédé, la conduite verticale est un appareil à pression de type séparateur. Selon une autre application du procédé, la conduite verticale est une conduite montante (i.e. un riser) caténaire. L’intégration de la densité spectrale de puissance peut être réalisée sur une bande de fréquences comprise entre 10 et 1000 Hz. Quant à la mesure de la densité spectrale de puissance, elle peut être réalisée sur une durée de l’ordre de 1s. Le câble à fibre optique peut être enroulé en spirale autour de la conduite en formant des spires jointives, ce qui confère une grande précision dans la détermination du niveau d’interface de phase. Alternativement, le câble à fibre optique peut être enroulé en spirale autour de la conduite en formant des spires espacées les unes des autres d’un même pas non nul. Le procédé peut comprendre en outre la construction d’une image représentative de la matrice des résultats de l’intégration de la densité spectrale de puissance afin de déterminer visuellement au moins un niveau d’interface du fluide polyphasique. Corrélativement, l’invention a également pour objet un système pour la détermination temporelle d’un niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique présent dans une conduite verticale, comprenant : un capteur distribué à fibre optique comprenant un câble à fibre optique destiné à être enroulé en spirale autour de la conduite et un interrogateur DAS couplé optiquement au câble à fibre optique ; des moyens pour déterminer, à partir des données acquises de l’interrogateur DAS, la densité spectrale de puissance sur une durée prédéterminée et pour chaque point d’une longueur discrétisée du câble à fibre optique ; des moyens pour intégrer la densité spectrale de puissance sur une bande prédéfinie de fréquences pour chaque point de la longueur discrétisée du câble à fibre optique ; et des moyens pour mettre sous forme matricielle les résultats de l’intégration de la densité spectrale de puissance afin déterminer au moins un niveau d’interface du système polyphasique. La est une vue schématique d’un exemple de conduite verticale équipée d’un système selon l’invention pour la détermination temporelle d’un niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique s’écoulant dans la conduite. La montre un exemple de mise en œuvre d’une étape du procédé selon l’invention. La montre un exemple de mise en œuvre d’une autre étape du procédé selon l’invention. La montre un exemple de mise en œuvre d’encore une autre étape du procédé selon l’invention. L’invention concerne un procédé et un système pour la détermination temporelle d’un niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique présent dans une conduite verticale. Par « détermination temporelle », on entend ici que le niveau d’interface de phase est déterminé en fonction du temps de façon à pouvoir suivre son évolution dans le temps. Par « fluide polyphasique », on entend ici tout système polyphasique comprenant différentes phases séparées en plusieurs strates superposées d’un mélange initialement polyphasique (notamment eau, gaz et huile). Par « conduite verticale », on entend ici toute portion de conduite verticale dans laquelle stagne ou s’écoule le fluide polyphasique. Par exemple, la conduite verticale peut être une conduite d’un séparateur gravitaire ou une conduite montante (également appelée riser) caténaire utilisée dans la production sous-marine d’hydrocarbures. Le procédé selon l’invention prévoit de recourir à la technologie DAS (pour « Distributed Acoustic Sensing » ou « Détection Acoustique Distribuée » en français) pour déterminer les niveaux d’interface d’un fluide polyphasique présent dans une telle conduite verticale. La détection acoustique distribuée par fibre optique (DAS) est un type connu de détection dans lequel une fibre optique est déployée comme fibre de détection pour fournir la détection de l'activité acoustique sur toute sa longueur. Typiquement, une ou plusieurs impulsions laser sont envoyées à travers la fibre optique, et en analysant le rayonnement rétrodiffusé, la fibre peut être divisée en une pluralité de portions de détection discrètes qui peuvent être contigües. Dans chaque portion de détection discrète, des perturbations mécaniques de la fibre optique, par exemple des déformations dues à des ondes acoustiques incidentes, provoquent une variation des propriétés du rayonnement qui est rétrodiffusé à partir de cette portion de détection. Cette variation peut être détectée et analysée et utilisée pour donner une mesure de la perturbation de la fibre au niveau de cette portion de détection. La représente de façon schématique un exemple d’application du procédé selon l’invention à une conduite verticale 2 à l’intérieur de laquelle s’écoule de haut en bas un fluide polyphasique. Dans cet exemple d’application, la conduite 2 est fermée en son extrémité basse par un bouchon muni d’une sortie de vidange 4 pour le fluide polyphasique. L’entrée du fluide polyphasique est réalisée par le haut de la conduite par un tuyau 6. Des robinets (non représentés) permettent de contrôler les débits de fluide entrant et sortant de la conduite 2. Un câble à fibre optique 8 est enroulé et collé en spirale autour de la conduite 2 depuis le bas de celle-ci sur une hauteur h de 85cm environ. La fibre optique est enroulée en formant des spires jointives (le pas entre les spires adjacentes est nul) et est couplée optiquement à un interrogateur DAS 10. Bien entendu, en fonction de la précision de mesure souhaitée pour le niveau d’interface de phase, il est possible d’enrouler le câble à fibre optique de sorte à ce qu’elle forme des spires espacées les unes des autres d’un même pas non nul. Plus le pas sera important, moins la précision de mesure sera grande. De même, la précision de la mesure dépend également de la discrétisation spatiale choisie pour la fibre optique. Dans l’exemple illustré, il est choisi une discrétisation spatiale de la fibre optique de 1 m, ce qui correspond à une résolution spatiale verticale le long de la conduite d’environ 3 mm (le câble de fibre optique ayant ici un diamètre de 0,9 mm). Par ailleurs, on choisit pour cette application une référence de 0% de la hauteur de la fibre optique pour le bas de la conduite 2, une référence de 50% de la hauteur de la fibre optique pour le milieu de la conduite, et une référence de 100% de la hauteur de la fibre optique pour le haut de la conduite. Le fluide polyphasique qui est mis en circulation dans la conduite 2 de haut en bas est ici un mélange liquide/gaz constitué d’eau et d’air. Le procédé selon l’invention prévoit, à partir des données brutes acquises par l’interrogateur 10 couplé à la fibre optique, de déterminer la densité spectrale de puissance sur une durée prédéterminée et pour chaque point de la longueur discrétisée du câble à fibre optique. Les données brutes acquises par l’interrogateur DAS sont les variations temporelles de déformation de la fibre optique. Ces données permettent de calculer la densité spectrale de puissance sur une durée prédéterminée d (typiquement de l’ordre de la seconde) tel que représenté sur la . Ce calcul est réalisé tout le long de la fibre optique pour chaque point discrétisé i de celle-ci. De façon connue, la densité spectrale de puissance est obtenue par le calcul du carré du module de la transformée de Fourier de la déformation de la fibre optique au point i, multiplié par la durée d’intégration d. L’étape suivante du procédé selon l’invention consiste à intégrer la densité spectrale de puissance ainsi calculée sur une bande prédéfinie de fréquences f1 , f2 (typiquement comprise entre 10 et 1000 Hz) pour chaque point i de la longueur discrétisée du câble à fibre optique. Cette intégration est représentée par la courbe de la . Les résultats de l’intégration des densités spectrales de puissance sur toute la longueur de la fibre optique sont alors stockés sous forme d’une même matrice 2D afin d’être visualisés. Le procédé selon l’invention peut alors prévoir la construction d’une image représentative de cette matrice des résultats de l’intégration des densités spectrales de puissance afin de pouvoir déterminer visuellement les niveaux d’interface du fluide polyphasique. Un exemple de représentation graphique de la matrice des résultats de l’intégration des densités spectrales de puissance est illustré par la . Sur cette figure, l’axe des abscisses représente le temps (ici en secondes de t=0s à t=30s) et l’axe des ordonnées caractérise la hauteur h (ici en cm de 0cm à 85cm) sur la conduite verticale de la fibre optique enroulée. La couleur est associée à l’intensité de la densité spectrale de puissance (selon une échelle algorithmique). Cette figure permet ainsi de pouvoir aisément visualiser l’évolution temporelle de l’interface de phase eau/air du mélange polyphasique s’écoulant dans la conduite verticale de la . En effet, cette interface de phase est matérialisée sur cette par la limite entre les deux couleurs (elle est ici à environ 30cm de hauteur à t=0s pour atteindre environ 56cm à t=30s). On constate ici que le niveau d’interface de phase varie en fonction du temps. Il pourrait bien entendu être sensiblement constant au cours du temps. Par ailleurs, la détermination temporelle du niveau d’interface de phase a été obtenue ici à partir d’une représentation graphique de la matrice des résultats de l’intégration des densités spectrales de puissance. Alternativement, il est possible de prévoir qu’un algorithme permette, à partir de la matrice, de déterminer directement et de suivre l’évolution des niveaux d’interface de phase en fonction du temps. Procédé pour la détermination temporelle d’un niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique présent dans une conduite verticale (2), comprenant : la mise en place d’un capteur distribué à fibre optique comprenant un câble à fibre optique (8) enroulé en spirale autour de la conduite et couplé optiquement à un interrogateur DAS (10) ; à partir des données acquises par l’interrogateur DAS, la détermination de la densité spectrale de puissance sur une durée prédéterminée ( d ) et pour chaque point ( i ) d’une longueur discrétisée du câble à fibre optique ; l’intégration de la densité spectrale de puissance sur une bande prédéfinie de fréquences ( f1 , f2 ) pour chaque point de la longueur discrétisée du câble à fibre optique ; et la mise sous forme matricielle des résultats de l’intégration de la densité spectrale de puissance afin de déterminer au moins un niveau d’interface du fluide polyphasique. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la conduite verticale est un appareil à pression de type séparateur. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la conduite verticale est une conduite montante caténaire. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel l’intégration de la densité spectrale de puissance est réalisée sur une bande de fréquences comprise entre 10 et 1000 Hz. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel la mesure de la densité spectrale de puissance est réalisée sur une durée de l’ordre de 1s. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel le câble à fibre optique est enroulé en spirale autour de la conduite en formant des spires jointives. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel le câble à fibre optique est enroulé en spirale autour de la conduite en formant des spires espacées les unes des autres d’un même pas non nul. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 7, comprenant en outre la construction d’une image représentative de la matrice des résultats de l’intégration de la densité spectrale de puissance afin de déterminer visuellement au moins un niveau d’interface du fluide polyphasique. Système pour la détermination temporelle d’un niveau d’interface de phase d’un fluide polyphasique présent dans une conduite verticale (2), comprenant : un capteur distribué à fibre optique comprenant un câble à fibre optique (8) destiné à être enroulé en spirale autour de la conduite et un interrogateur DAS (10) couplé optiquement au câble à fibre optique ; des moyens pour déterminer, à partir des données acquises de l’interrogateur DAS, la densité spectrale de puissance sur une durée prédéterminée ( d ) et pour chaque point ( i ) d’une longueur discrétisée du câble à fibre optique ; des moyens pour intégrer la densité spectrale de puissance sur une bande prédéfinie de fréquences ( f1 , f2 ) pour chaque point de la longueur discrétisée du câble à fibre optique ; et des moyens pour mettre sous forme matricielle les résultats de l’intégration de la densité spectrale de puissance afin déterminer au moins un niveau d’interface du système polyphasique.