Modélisation du redemarrage des écoulements de bruts paraffiniques dans les conduites pétrolières

par Guillaume Vinay

Thèse de doctorat en Mécanique numérique

Sous la direction de Jean-François Agassant.

Soutenue en 2005

à Paris, ENMP .


  • Résumé

    Même si le transport par pipelines de bruts conventionnels reste relativement aisé, il devient plus problématique si le brut contient un grand nombre de paraffines. Ces bruts paraffiniques ont une température de prise en gel élevée, souvent supérieure à la température de l'environnement dans lequel il s'écoule. Lorsque la production est arrêtée, la température diminue et entraîne la formation de longs bouchons de gel, difficiles à redémarrer. Ces travaux de thèse s'attachent à améliorer la compréhension du comportement d'un brut paraffinique et à enrichir sa modélisation pour estimer précisément les pressions et les temps de redémarrage. Le comportement viscoplastique, thixotrope, compressible et thermodépendant d'un brut paraffinique est décrit. La thixotropie et la viscoplasticité sont prises en compte par le modèle de houska et la compressibilité est introduite dans le modèle de redémarrage. La non-dérivabilité de la loi de comportement est appréhendée grâce à une technique de lagrangien augmenté adaptée aux fluides viscoplastiques compressibles. Les équations du problème sont discrétisées par une méthode de volumes finis et un schéma tvd est utilisé pour traiter les termes de transport. Les résultats montrent la sensibilité des zones cisaillées/non-cisaillées aux variations de la température. L'influence des effets combinés de la thixotropie et de la compressibilité sur la capacité de redémarrage est également observée. Un fluide thixotrope incompressible ne pouvant être redémarré, peut être remis en écoulement si une compressibilité lui est ajoutée. Enfin, une étude comparative entre les résultats numériques et expérimentaux permet de valider le code numérique.

  • Titre traduit

    Modelling of the restart of a gelled waxy crude oil flow in pipelines


  • Résumé

    Pipelining crude oils that contain large proportions of paraffins can cause many specific difficulties. These waxy crude oils usually exhibit high "pour point", where this temperature is higher than the external temperature conditions surrounding the pipeline. During the shutdown, since the temperature decreases in the pipeline, the gel-like structure builds up and the main difficulty concerns the issue of restarting. This phd attempts to improve waxy crude oil behaviour understanding thanks to experiment, modelling and numerical simulations in order to predict more accurately time and pressure required to restart the flow. Waxy crude oils are described as viscoplastic, thixotropic and compressible fluid. Strong temperature histiry dependence plays a prevailing role in the whole shutdown and restart process. We retain the houska model to describe the thixotropic/viscoplastic feature of the flud and compressibility is introduced in compressible flows. Governing equations are discretized using a finite volume method and the convection terms of yielded/unyielded regions. Then, the combined effects of compressibility and thixotropy have beneficial influence on the restart issue. In fact, a thixotropiic flow, not experimental results allows to validate the numerical code.

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Informations

  • Détails : 1 vol. ( 288 p.)
  • Notes : Publication autorisée par le jury
  • Annexes : Bibliogr. 70 réf.

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