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Étude hydrodynamique des écoulements gaz-liquide ascendants dans des lits fixes

Étude hydrodynamique des écoulements gaz-liquide ascendants dans des lits fixes inclinés Mémoire Hana Bouteldja Maîtrise en génie chimique Maître ès sciences (M.Sc.) Québec, Canada © Hana Bouteldja, 2013 iii Résumé L'extraction et le traitement des combustibles fossiles off-shore s’intéressent aux problèmes liés aux écoulements multiphasiques inclinés. Dans ce projet, les effets de l'inclinaison du lit sur le comportement hydrodynamique des phases gaz et liquide écoulant à cocourant ascendant, ont été étudiés expérimentalement. La technique de la tomographie à capacitance électrique (ECT) a été mise en place pour observer les comportements locaux de la distribution axiale de la rétention en liquide. À l’aide de l’ECT, les coupes transversales de la saturation moyenne de liquide, les pertes de charge globale à travers le lit et la ségrégation gaz-liquide ont été mesurées ainsi que l'effet des conditions d'exploitation sur le profil axial de saturation de liquide. Les résultats indiquent que l'inclinaison du lit crée un court-circuit pour la phase gaz le long de la paroi supérieure où il peut s'écouler d'une manière séparée. Mots-clés: Hydrodynamique; colonne inclinée; saturation de liquide; tomographie à capacitance électrique (ECT). v Table des matières Résumé ............................................................................................................................................................... iii Table des matières .............................................................................................................................................. v Remerciements .................................................................................................................................................. vii Avant-propos ...................................................................................................................................................... ix INTRODUCTION ET OBJECTIFS ...................................................................................................................... 1 1 Sources de pétrole ..................................................................................................................................... 1 2 L’exploitation pétrolière « offshore » ........................................................................................................... 1 2.1 Les différents types de plateformes ................................................................................................... 1 2.1.1 Les plateformes fixes..................................................................................................................... 1 2.1.2 Les plateformes mobiles et unités flottantes ................................................................................. 2 2.2 Exploitation « offshore » au Canada .................................................................................................. 3 3 Traitement de pétrole ................................................................................................................................. 5 4 Objectifs ..................................................................................................................................................... 7 REVUE DE LA LITTÉRATURE ........................................................................................................................... 9 1 Introduction ............................................................................................................................................... 11 2 Types de réacteurs à lit fixe ...................................................................................................................... 11 2.1 Réacteurs à lit fixe arrosé ................................................................................................................ 11 2.1.1 Principe de fonctionnement ......................................................................................................... 11 2.1.2 Avantages et inconvénients des lits fixes à cocourant descendant ............................................. 13 2.2 Réacteurs à lit fixe à cocourant ascendant ...................................................................................... 14 2.2.1 Principe de fonctionnement ......................................................................................................... 14 2.2.2 Avantages et inconvénients des lits fixes à cocourant ascendant ............................................... 16 2.3 Réacteurs catalytiques inclinés ....................................................................................................... 17 3 Les caractéristiques hydrodynamiques des réacteurs triphasiques ......................................................... 19 3.1 Les régimes d’écoulement ............................................................................................................... 19 3.2 La perte de charge ........................................................................................................................... 22 3.3 La rétention de phases .................................................................................................................... 23 4 Conclusion ................................................................................................................................................ 24 Hydrodynamics of an inclined gas-liquid cocurrent upflow packed bed ............................................................ 25 vi Abstract ............................................................................................................................................................. 27 1 Introduction ............................................................................................................................................ 28 2 Experimental Setup ............................................................................................................................... 31 2.1 ECT calibration ............................................................................................................................. 33 3 Results and Discussion ......................................................................................................................... 35 3.1 Effect of inclination angle on local liquid distribution pattern and overall bed pressure drop 35 3.2 Effect of inclination angle and operating conditions on the axial phase distribution ......... 40 4 Conclusion .............................................................................................................................................. 46 Acknowledgment ............................................................................................................................................... 47 Nomenclature .................................................................................................................................................... 47 CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS ....................................................................................................... 49 RÉFÉRENCES BIBLIOGRAPHIQUES.............................................................................................................. 55 vii Remerciements Je tiens à remercier, dans un premier temps, mon promoteur M. F.Larachi de m’avoir proposé ce sujet intéressant et pour sa disponibilité. Je remercie aussi mon coencadrant M. Mohsen Hamidipour pour son suivi et ses conseils. Mes remerciements vont également à l’équipe de recherche de M. Larachi du département génie chimique de l’université Laval pour leur accueil sympathique et leur coopération professionnelle tout au long de mon projet. Enfin, je remercie sincèrement tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à la réalisation de ce projet : tous mes professeurs et tous les membres de ma famille, plus particulièrement, Elhadi pour sa sympathie et son soutien et Nouha pour ses encouragements. ix Avant-propos Dans le cadre de ce master, l'article suivant a été publié : Titre de l'article : Hydrodynamics of an inclined gas-liquid cocurrent upflow packed bed Auteurs: Hana Bouteldja, Mohsen Hamidipour, Faïçal Larachi Auteur pricipal : Hana Bouteldja Co-auteurs: Mohsen Hamidipour, Faïçal Larachi Publié dans Chemical Engineering Science, Volume 102, 11 October 2013, Pages 397–404. Rôle de l'auteur principal : - Effectuer les expérience, - Analyse des résultats, - Mise au point du plan de la publication , - Première rédaction pour toutes les parties (les parties ont été revues et modifiées par les co-auteurs). 1 INTRODUCTION ET OBJECTIFS 1 1 Sources de pétrole L’accès aux services énergétiques est un enjeu majeur dans le développement des sociétés et la satisfaction de leurs besoins. Cette satisfaction repose principalement sur une augmentation et une amélioration continue de la production en matière d’énergie, surtout le pétrole et le gaz. Vu la position qu’occupe le pétrole dans l’industrie moderne sur les plans énergétique et économique, l’optimisation des procédés traitant ces ressources est primordiale pour une exploitation maximale et raisonnable [1]. Le pétrole est la source d’énergie la plus utilisée dans le monde. Il fournit aujourd’hui l’essentiel des carburants de la planète et 5,1 % de l’électricité mondiale, en 2011 une hausse en production de pétrole a été constatée, une augmentation de 1.3% de la production mondiale de pétrole liée aux pays au sein de l’OPEP [2]. La consommation des carburants fossiles augmente constamment, après avoir diminuée progressivement pendant les deux années 2008-2009, conséquence de la crise économique, en 2010 l’augmentation a été de 3.1%, ensuite 0.7% en 2011. Les pays développés restent les principaux consommateurs du pétrole. Environ le quart de la production en pétrole est consommée par les États-Unis. Cependant, le développement des énergies renouvelables est en concurrence avec la consommation des carburants fossiles, ce qui diminue leur production [3]. Environs le tiers de la production mondiale de pétrole est issu de l’exploitation en mer des ressources pétrolières. La majorité des bassins sédimentaires, enfermés dans les fonds marins sous plus de 50 m d’eau, représente environ 22% des réserves mondiales. La production du pétrole marin devrait accroître, en vue de l’évolution des moyens techniques et technologiques et d'une meilleure connaissance de la géophysique des fonds marins [4]. 2 L’exploitation pétrolière « offshore » 2.1 Les différents types de plateformes 2.1.1 Les plateformes fixes La plupart des plateformes fixes sont installées en mer peu profonde, inférieure à 300 m et peuvent donc être raccordées de façon rigide aux têtes de puits et aux pipelines [5]. On distingue differents types de plateformes fixes, telles que : - Jacket-deck : structure en acier constituée de membrures tubulaires et fixées au sol par des piles en acier. 2 - Gravitary platform : tour en béton dont la stabilité est due uniquement à son propre poids sur le fond océanique et sur laquelle s'érigent les superstructures. - Compliant tower : structure souple constituée d'un pont flottant ancré au plancher océanique au moyen de longs tuyaux tendus en permanence. - Jack-up rig : plateformes autoélévatrices composées d'une coque et de jambes, conçues pour les exploitations en eaux peu profondes. La structure peut être déplacée mais aussi élevée ou abaissée. Ainsi ces plateformes peuvent se déployer en de multiples endroits tout en ayant un appui sur le sol [5]. 2.1.2 Les plateformes mobiles et unités flottantes Les plateformes sont dites flottantes, lorsque celles-ci flottent sur la surface de la mer et elles sont liées par des conduites flexibles aux installations de tête de puits. Les plateformes flottantes sont essentiellement utilisées pour l'exploitation de champs pétroliers dans les grands fonds (supérieurs à 300 mètres environ) [5]. Les types de plateformes flottantes sont : - TLP (Tension Leg Platforms) : plateformes possédant un excès de flottabilité et maintenues en place par des câbles tendus les reliant au fond. - SPAR : plateformes plus classiques qui n'intègrent que la production et sont reliées à des pipelines pour l'exportation du gaz et/ou du pétrole produit. Les SPAR reposent sur un énorme flotteur cylindrique. - Les plateformes semi-submersibles : plateformes ballastées par remplissage d’eau lorsqu’elles se trouvent en position, puis ancrées. Cela les rend moins vulnérables à la houle. - FPSO (Floating Production Storage and Offloading) : plateformes en forme de coque, qui produisent du pétrole, le stockent temporairement et chargent les navires pétroliers. Elles sont ancrées au fond de la mer[5]. 3 2.2 Exploitation « offshore » au Canada La recherche de nouvelles ressources d’énergie fossile a mené à des exploitations offshores et à l’installation des plateformes pétrolières en pleine mer. Sur ces plates-formes a lieu un certain nombre d’opérations de traitement de pétrole et de gaz. Au Canada, 10% de la production canadienne totale de pétrole brut provient des plateformes offshores qui ont lieu dans le bassin Jeanne d'Arc, au large de la côte Est de Terre-Neuve-et- Labrador. Aujourd’hui, on cherche à traiter les fluides extraits sur des bateaux-raffineries en liquéfiant le gaz et en raffinant le pétrole avant de les transférer à des bateaux pétroliers ou gaziers qui feront la navette avec la terre ou de les transporter par des pipelines reliés avec la côte. L’utilisation des bateaux-raffineries permet de réduire ou encore supprimer les interminables pipelines reliant les plateformes à la terre et le nombre de bateaux pétroliers ou gaziers, ainsi rendant possible l’extraction du gaz encore plus loin et dans des conditions plus difficiles au fond des mers [6]. Figure 1 Plateformes de forage et de production en mer (source: doc. IFP Training). 4 La production de pétrole extracôtier du Canada atlantique a représenté 9 pour cent de uploads/s3/ etude-hydrodynamique-des-ecoulements-gaz-liquide-ascendants-dans-des-lits-fixes-inclines.pdf