WO2020126121A1 - Méthode de construction et d'exploitation d'une installation de production d'hydrocarbures, notamment sur une étendue d'eau, et installation d'exploitation associée - Google Patents

Méthode de construction et d'exploitation d'une installation de production d'hydrocarbures, notamment sur une étendue d'eau, et installation d'exploitation associée Download PDF

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Benoit LAFLOTTE
Sylvain Vovard
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Definitions

  • TITLE Method of construction and operation of a hydrocarbon production facility, in particular on a body of water, and associated operating facility
  • the present invention relates to a method of constructing and operating a hydrocarbon production facility on a body of water, comprising the following steps:
  • the installation is for example a floating production, storage and unloading unit (designated by the acronym “FPSO”, for “Floating Production Storage and Offloading”), a floating liquefied natural gas unit (designated by the English acronym “FLNG” for "Floating Liquefied Natural Gas”) or more generally an offshore unit such as a semi-submersible platform, which can be for example a TLP ("Tension Leg Platform” in English), a buoy of unloading, a floating vertical column or a ship.
  • FPSO floating production, storage and unloading unit
  • FLNG floating liquefied natural gas unit
  • FLNG floating liquefied natural gas unit
  • an offshore unit such as a semi-submersible platform, which can be for example a TLP ("Tension Leg Platform” in English), a buoy of unloading, a floating vertical column or a ship.
  • the installation is a fixed rigid structure of the platform or "gravity” type, for example a GBS ("Gravity Based Structure").
  • Floating units of the aforementioned type generally include a floating hull carrying a large number of items of equipment interconnected with one another. This equipment is for example connected to each other by pipes, functional lines, such as power lines, hydraulic transfer lines, and / or information transfer lines.
  • each module can only be tested once all the modules have been installed, in a very confined and highly interdependent environment.
  • AU2013202033 describes a method of the aforementioned type, in which modules are tested directly on the ground, on the site, and are subsequently suitably positioned on a floating support.
  • An object of the invention is to obtain a method of construction and operation of a fluid production installation, which significantly reduces the time required for construction and commissioning, while providing optimized space and maximum efficiency.
  • the invention relates to a method of the aforementioned type, characterized in that the verification on the site of the operation of the equipment of the functional module includes the passage of at least one stream to be cooled through the air cooler of the hybrid cooling system, the flow being cooled exclusively by an air flow circulating in the air cooler, without activation of a water cooler of the hybrid cooling system, the exploitation of hydrocarbons on the body of water involving the passage of at least one stream to cool through the water cooler, the flow being cooled by direct or indirect heat exchange with water taken from the body of water circulating in the water cooler.
  • hybrid cooling system in which the on-site verification phases are carried out using exclusively air cooling and the operating phases are preferably carried out using a mixed air-water cooling, reduces the time required for on-site checks, while limiting space and increasing efficiency during operation.
  • the method according to the invention may include one or more of the following characteristics, taken in isolation or in any technically possible combination:
  • direct heat exchange is a contactless heat exchange with sea water from the body of water, or indirect heat exchange is carried out via a closed loop of fresh water which is cooled by l seawater from the body of water;
  • the flow to be cooled is cooled exclusively by the water circulating in the water cooler, without cooling by a flow of air circulating in the air cooler;
  • the flow to be cooled is an exploited hydrocarbon flow or is a cooling fluid flow, intended to enter into a heat exchange relationship with an exploited hydrocarbon flow;
  • the functional module is a single functional module comprising at least one pretreatment unit, a power plant, utilities, a liquefaction unit, and / or a hydrocarbon storage management unit;
  • the installation comprises a plurality of functional modules, the method comprising the mounting of the plurality of functional modules on the support structure, and the connection of the functional modules to each other by a connection interface comprising at least one connection line between the functional module and at least one other functional module, the connection line being an operating fluid transfer line, an electrical power transfer line, a hydraulic fluid transfer line and / or an information transfer line;
  • connection interface comprises at most 50 connection lines;
  • a functional module is a hot functional module, at least one functional module being a cold functional module connected to the hot functional module;
  • the hot functional module includes a hydrocarbon pretreatment unit, a power plant, and / or utilities;
  • the cold functional module includes a liquefaction unit and / or a hydrocarbon storage management unit;
  • a functional module includes a power station and / or utilities
  • the hybrid cooling system is connected to an outlet of a compressor of the flow to be cooled, the method comprising, during verification on site and / or during operation, compression of the flow to be cooled in the compressor, before cooling in the hybrid cooling system;
  • the functional module comprises at least one technical building, in particular an electrical room, or an instrumentation room, capable of interacting specifically with the equipment of the functional module, the verification on site of the operation of the equipment of the functional module comprising the activation of the technical building specific to the functional module;
  • the support structure comprises a shell, the installation being an FPSO or a FLNG or the support structure is a platform, in particular a SPAR or G BS platform;
  • each functional module comprises a torch and,
  • At least one functional module has a mass greater than 6000 tonnes, in particular greater than 10000 tonnes, in particular greater than 20000 tonnes.
  • the invention also relates to a plant for the production of hydrocarbons on a body of water comprising:
  • At least one functional module comprising equipment and at least one hybrid cooling system comprising, in series or in parallel, an air cooler and a water cooler, the functional module being mounted on the support structure; at least one assembly for supplying a flow to the functional module, the flow being suitable for passing through the water cooler and / or through the air cooler of the hybrid cooling system, and
  • control unit capable of controlling the hybrid cooling system, between a configuration for verifying the operation of the functional module on a site, in which at least one air cooler of the hybrid cooling system is selectively activated to cool a flow to be cooled , without activating a water cooler in the hybrid cooling system and a hydrocarbon operating configuration on the body of water, in which the water cooler is connected to the water in the body of water, to circulate water from the body of water in the water cooler and cool the flow to be cooled passing through the water cooler.
  • the installation according to the invention may include one or more of the following characteristics, taken in isolation or in any technically possible combination:
  • At least one functional module has a mass greater than 6000 tonnes, in particular greater than 10000 tonnes, in particular greater than 20000 tonnes;
  • the functional module comprises, upstream of the cooling system, at least one compressor intended to compress the flow intended to be cooled in the cooling system.
  • Figure 1 is a schematic top view of a first hydrocarbon production installation according to the invention
  • Figure 2 is a schematic three-quarter view of a first functional module of the installation of Figure 1;
  • Figure 3 is an enlarged schematic top view, illustrating each of the functional modules of the installation of Figure 1, and the interface between two functional modules;
  • Figure 4 is a schematic view of a first hybrid cooling system used in the installation of Figure 1;
  • FIG 5 Figure 5 is a view similar to Figure 4 of a second hybrid cooling system used in the installation of Figure 1;
  • Figure 6 is a view similar to Figure 4 of a third hybrid cooling system used in the installation of Figure 1;
  • Figure 7 is a flow diagram illustrating the different stages of the method of construction and operation of the installation of Figure 1;
  • FIG 8 is a view similar to Figure 1 of an alternative hydrocarbon production installation
  • Figure 9 is a view similar to Figure 1 of another variant of a hydrocarbon production installation.
  • FIGS. 1 to 6 A first installation 10 for producing hydrocarbons on a body of water 12 is illustrated in FIGS. 1 to 6.
  • the installation 10 is intended in particular for the exploitation of hydrocarbons such as petroleum and / or natural gas, the hydrocarbons being collected at the bottom of the body of water 12 and brought up to the surface of the body of water 12.
  • hydrocarbons such as petroleum and / or natural gas
  • the installation 10 is for example a floating production, storage and unloading unit called FPSO ("Floating Production, Storage and Offloading" in English) or a floating unit dedicated to liquefied natural gas called FLNG ("Floating Liquified Natural Gas ”In English), a semi-submersible platform, which can be for example a TLP (“ Tension Leg Platform ”in English), an unloading buoy, a floating vertical column or a ship.
  • FPSO floating Production, Storage and Offloading
  • FLNG Floating Liquified Natural Gas
  • TLP Tension Leg Platform
  • unloading buoy a floating vertical column or a ship.
  • the installation 10 is a fixed rigid structure of the platform or "gravity" type, for example a GBS ("Gravity Based Structure").
  • the water body 12 is for example a lake, a sea or an ocean.
  • the depth of the body of water 12 at the level of the installation 10 is for example between 50 m and 3000 m, or even 4000 m.
  • the installation 10 comprises a support structure 14 partially immersed in the body of water 12, and at least one functional module, here at least a first functional module 16A and a second functional module 16B, carried by the support structure 14.
  • the installation 10 also includes an interface 18 for connection between the functional modules 16A, 16B. It advantageously comprises a living quarter 20 also carried by the support structure 14.
  • the support structure 14 is for example floating on the body of water 12 or is fixedly mounted in the body of water 12. It is for example formed by a shell 22 floating on the body of water.
  • the support structure 14 has an upper surface 24 forming a bridge on which the functional modules 16A, 16B are mounted. It involves possibly a piloting system (not shown), capable of adjusting the height of the upper surface 24 relative to the body of water 12 and of keeping the upper surface 24 substantially horizontal, even if the load applied to the upper surface 24 is inhomogeneous, and whatever the tidal variation.
  • the control system is for example a selective ballasting system.
  • the support structure 14 advantageously contains fluid reservoirs arranged under the upper surface 24.
  • Each functional module 16A, 16B groups together equipment capable of operating in an integrated manner to perform a function, in particular to form at least one unit in the implementation of a hydrocarbon exploitation process.
  • Each functional module 16A, 16B here has a significant mass to understand all the equipment intended to perform the function.
  • the mass of each functional module 16A, 16B is advantageously greater than 6000 tonnes, in particular greater than 10000 tonnes, in particular greater than 20000 tonnes.
  • the functional module 16A, 16B is advantageously designated by the term "megamodule".
  • each functional module 16A, 16B comprises a support frame 30 and equipment 32 supported by the frame 30 for carrying out the function.
  • At least one module 16A, 16B comprises a hybrid cooling system 34 intended to be used selectively during the construction and during the operation of the functional module 16A, 16B.
  • each functional module 16A, 16B further comprises a technical building 36, consisting of an electrical room and / or an instrumentation room.
  • the equipment 32 includes for example functional systems, such as mechanical equipment (overhead cranes, monorails, trolleys), process equipment such as capacities, compressors, heat exchangers, expansion turbines, expansion valves , flow, temperature, level or pressure control valves, pumps, fluid transport lines, or functional lines, such as electric power transport lines, hydraulic fluid transport lines, or / and information transport lines.
  • functional systems such as mechanical equipment (overhead cranes, monorails, trolleys), process equipment such as capacities, compressors, heat exchangers, expansion turbines, expansion valves , flow, temperature, level or pressure control valves, pumps, fluid transport lines, or functional lines, such as electric power transport lines, hydraulic fluid transport lines, or / and information transport lines.
  • the technical building 36 is connected to the equipment 32 of the functional module 16A, 16B to ensure the operation and monitoring of the equipment 32.
  • the installation 10 comprises a first functional module 16A "hot” and a second functional module 16B "cold”.
  • the hot functional module 16A comprises at least one pretreatment unit 40, a power station 42, and utilities 44.
  • the pretreatment unit 40 is intended to treat at least one flow of hydrocarbons, for example extracted from the subsoil to purify the flow of hydrocarbons and reduce the quantity or remove undesirable compounds in the flow of hydrocarbons.
  • Undesirable compounds are, for example, water, carbon dioxide, sulfur compounds such as mercaptans, or heavy hydrocarbons such as hydrocarbons having 5 or more carbon atoms.
  • the pretreatment unit 40 thus advantageously comprises at least one distillation column and / or a purification bath and or a cooling system and / or adsorption capacities for undesirable compounds.
  • the power station 42 is intended to produce the electric power necessary for the consumption of the pretreatment unit 40. It comprises at least one electric generator and advantageously a cooling system.
  • Utilities 44 include sources of utility fluid. Examples of utility fluids are water, steam, air, nitrogen.
  • the utilities 44 are suitable for preparing, conditioning, and supplying the utility fluids to the pretreatment unit 40 at the desired flow rate.
  • the cold functional module 16B comprises at least one liquefaction unit 46, a unit 48 for managing the storage of liquefied fluid, a power plant 42 and / or utilities 44.
  • the liquefaction unit 46 is intended to receive a flow of hydrocarbons, in particular a flow of natural gas containing more than 50% of methane in gaseous form, and to cool this flow in order to liquefy it.
  • the liquefaction unit 46 comprises a system 54 for compressing the gaseous flow of hydrocarbons 59 and at least one thermal cycle 56, 58 for cooling the flow of hydrocarbons each containing a refrigerant fluid 60 , 62 (partially shown respectively in Figures 5 and 6).
  • the refrigerants 60, 62 are intended to enter into a heat exchange relationship without contact with the flow of hydrocarbons in at least one heat exchanger (not shown).
  • the compression system 54 includes a compressor 64 intended to receive a flow of hydrocarbons, and downstream of the compressor 64, a hybrid cooling system 34.
  • the first refrigerant 60 consists of a mixture of hydrocarbons.
  • the first thermal cycle 56 comprises a first compressor 66 for compressing the first refrigerant 60, a hybrid cooling system 34 at the outlet of the first compressor 66. It also includes a separator tank 68 and a second compressor 70 and another hybrid refrigeration system 34, arranged downstream of the second compressor 70.
  • the second refrigerant 62 also consists of a mixture of hydrocarbons.
  • the second thermal cycle 58 comprises a first compressor 66 followed by an air cooler 72. It comprises, downstream of the air cooler 72, a second compressor 70 and a hybrid cooling system 34, mounted downstream of the second compressor 70.
  • the air cooler 72 is supplemented by a water cooler 74 to form another hybrid cooling system 34.
  • each hybrid refrigeration system 34 comprises in series an air cooler 72 and a water cooler 74.
  • Each cooler 72, 74 is intended to receive the flow to be cooled and to thermally exchange with this flow to cool it.
  • the air cooler 72 is thus able to circulate a gas stream, in particular an air stream, to bring the gas stream circulating in the cooler 72 into contactless heat exchange relationship with the stream to be cooled.
  • the water cooler 74 is capable of bringing the flow circulating in the cooler 74 into contactless heat exchange with water taken from the body of water 12.
  • Cooling can be ensured by direct heat exchange with sea water taken from the body of water 12 or by indirect heat exchange, via a closed loop of fresh water which is itself cooled by the water of sea from the body of water 12.
  • the supply of sea water can be dedicated to each module 16A, 16B.
  • each hybrid cooling system 34 further comprises a line 76 for purging an excess of fluid, pricked between the air cooler 72 and the water cooler 74 to divert part of the cooled stream into the air cooler 72, and reintroduce it upstream of the respective compressor 64, 66, 70, located upstream of the air cooler 72.
  • Each hybrid cooling system 34 comprises a control unit 78 capable of controlling the hybrid cooling system 34, between a configuration for verifying the operation of the functional module 16A, 16B on a site, in which the air cooler 72 is selectively activated for cooling the flow passing through the air cooler 72, without activating any water cooler 74 and a hydrocarbon operating configuration on the body of water 12, in which the water cooler 74 is connected to the water of the body of water 12, to circulate water from the body of water 12 in the water cooler 74 and to cool the flow passing through the water cooler 74.
  • the control unit comprises at least one isolation valve, preferably a plurality of isolation valves capable of controlling the air and water flows passing through the air cooler 72 and the water cooler 74.
  • connection interface 18 comprises at least one connection line between the functional module 16A and the functional module 16B.
  • the connection line is a pipe 80 for transporting exploited fluid, a line 82 for transporting electrical power, a line 84 for transporting hydraulic fluid and / or a line 86 for transporting information.
  • connection lines 80 and / or lines 82 to 86 connecting two functional modules 16A, 16B to each other is weak. This number is for example less than 50, in particular less than 30 and in particular between 5 and 20.
  • connection of the functional modules 16A, 16B to one another is very simple after the arrangement of the functional modules 16A, 16B on the support structure 14.
  • the method involves the manufacture of each functional module 16A, 16B independently of one another, on one or more shore sites.
  • the equipment 32 is assembled in the support frame 30.
  • the hybrid cooling system 34 when it is present, is put in place in the support frame 30.
  • the technical building 36 is mounted to be operational in the functional module 16A, 16B.
  • the method comprises a verification step 102, on the site, of the operation of the equipment 32 of the functional module 16A, 16B.
  • the functional module 16A, 16B comprises a compressor 64, 66, 70, it is put into operation. Test fluid is passed through compressor 64, 66, 70.
  • control unit 78 controls each cooling system 34 to selectively activate the air cooler 72 without activating any water cooler 74.
  • the water coolers 74 are not connected to the body of water 12 .
  • the discharge cooling of the compressors 64, 66, 70 is provided by each air cooler 72, without the use of water coolers 74.
  • the flow to be cooled passes through the air cooler 72 and the water cooler 74, but is cooled exclusively in the air cooler 72, by air circulation.
  • Each compressor 64, 66, 70 operates independently, without the need to assemble the modules 16A, 16B with each other, or on the support structure 14.
  • the steps for verifying the operation of the equipment 32 of each functional module 16A, 16B can be carried out independently of the verifications carried out on another module 16A, 16B. If a fault or fault occurs produced on equipment 32 of a module 16A, 16B, this does not slow down the checks to be carried out on the other modules 16A, 16B.
  • each hybrid cooling system 14 therefore operates exclusively with the air cooler 72, no water cooler 74 being active.
  • each functional module 16A, 16B is mounted on the support structure 14.
  • the support structure 14 is brought to the vicinity of the site.
  • Each functional module 16A, 16B is for example moved on the support structure 14 by a crane, or if its weight is too large, by an installation method such as that described in application WO 2018/141725 of the Applicant.
  • Each functional module 16A, 16B is then fixed on the support structure 14.
  • the connection interface 18 between the functional modules 16A, 16B is then put in place.
  • step 106 the operation of each interface 18 is checked, then the overall operation of the installation 10 is also tested, once the functional modules 16A, 16B are connected by the interfaces 18.
  • control unit 78 of each hybrid cooling system 34 controls each air cooler 72 to be active, the water cooler 74 being kept inactive and not being connected to the body of water.
  • the method includes a step 108 of moving the support structure 14 carrying each functional module 16A, 16B over the body of water 12 to an operating point.
  • the installation 10 is then connected to a source of hydrocarbons, for example to hydrocarbon production wells located on the bottom of the body of water or to hydrocarbon tanks.
  • the method then includes a step 1 10 for exploiting hydrocarbons on the body of water 12.
  • a flow of hydrocarbons is brought into the functional module 16A to be pretreated in the pretreatment unit 40
  • the pretreated hydrocarbon flow passes through the interface 18 to be brought into the liquefaction unit 46 of the module 16B.
  • module 16B the flow of hydrocarbons is compressed in the compression system 54 and is liquefied by heat exchange without contact with the refrigerants 60, 62 circulating in the thermal cycles 56, 58.
  • the liquefied stream is then sent to the storage management unit 48 to allow its storage and unloading in at least one tank of the installation 10 or its transfer to a barge for transporting hydrocarbons.
  • each water cooler 74 is connected to the body of water 12.
  • the control unit 78 controls each water cooler 74 to pass it in its hydrocarbon operating configuration in which it provides cooling by heat exchange with water from the body of water 12. This allows pre-cooling the flow of hydrocarbons and cooling the refrigerants 60, 62 at the outlet of the respective compressors 66, 70 to liquefy the flow of hydrocarbons.
  • the method according to the invention, implemented in installation 10 is therefore particularly effective, since it allows independent construction and verification of each module 16A, 16B constituting installation 10, limiting delays, while ensuring a maximum production when installation 10 is in operation.
  • the installation 10 shown in FIG. 8 comprises at least three functional modules, here four functional modules 16A, 16B, 16C, 16D.
  • a first functional module 16A comprises a power station 42 and / or utilities 44, which are used by the other modules 16B, 16C, 16D.
  • the installation 10 further comprises a hot module 16B comprising at least one pretreatment unit 40, and cold modules 16C, 16D each comprising at least one liquefaction unit 46.
  • the installation 10 comprises at least two cold functional modules 16C, 16D each comprising at least one liquefaction unit 46.
  • the installation 10 comprises a single functional module 16A which groups together at least one pretreatment unit 40, at least one liquefaction unit 46, at least one power station 42, at least utilities 44 and a storage management unit 48.
  • the cold functional module 16B comprises a heavy extraction unit and / or a nitrogen rejection unit.
  • At least one functional module 16A, 16B advantageously a plurality or each functional module 16A, 16B comprises a torch.
  • the installation according to the invention is an onshore hydrocarbon production installation.
  • the installation is intended in particular for the exploitation of hydrocarbons such as petroleum and / or natural gas, the hydrocarbons being collected in the basement.
  • the installation is for example located in the vicinity of a body of water 12, which is for example a lake, a sea or an ocean.
  • the facility is located less than 10 km from the body of water.
  • the installation comprises at least one water withdrawal pipe in the body of water 12 and possibly a water discharge pipe heated in the installation in the body of water 12.
  • Cooling can be ensured by direct heat exchange with water taken from the water body 12 or by indirect heat exchange, via a closed loop of fresh water which is itself cooled by the water coming from the body of water 12.
  • a cooling system comprising a loop of cooling water with ambient air.
  • the cooling system includes for example at least one cooling tower (or cooling tower) in which the ambient air cools the water in the cooling loop.
  • the installation comprises at least one hybrid refrigeration system 34 comprising in series an air cooler 72 and a water cooler 74.
  • Each cooler 72, 74 is intended to receive the flow to be cooled and to thermally exchange with this flow to cool it.
  • the air cooler 72 is thus able to circulate a gas stream, in particular an air stream, to bring the gas stream circulating in the cooler 72 into contactless heat exchange relationship with the stream to be cooled.
  • the water cooler 74 is able to put in contactless heat exchange relationship the flow circulating in the cooler 74 with water taken from the body of water 12 or with cooling water coming from the loop cooling water cooled by the ambient air.
  • the water supply can be dedicated to each module 16A, 16B.
  • the construction and operating method according to the invention includes a verification step 102, on the manufacturing site of the installation, of the operation of the equipment 32 of the functional module 16A, 16B.
  • the functional module 16A, 16B comprises a compressor 64, 66, 70, it is put into operation.
  • a test fluid is passed through the compressor 64, 66, 70.
  • control unit 78 controls each cooling system 34 to selectively activate the air cooler 72 without activating any water cooler 74.
  • the water coolers 74 are not connected to the body of water 12 , nor to the cooling system comprising a cooling water loop with ambient air.
  • the functional module 16A, 16B is placed on a support structure 14.
  • the support structure 14 is a floating transport barge intended for transporting the functional module 16A, 16B on water.
  • the support structure 14 is a truck for land transport of the module 16A, 16B.
  • the method includes a step 108 of moving the support structure 14 carrying each functional module 16A, 16B to an operating point on land.
  • the functional module 16A, 16B is then unloaded from the support structure 14 and assembled with at least one other functional module 16A, 16B to form the installation 10.
  • the installation 10 is then connected to a source of hydrocarbons, for example to hydrocarbon production wells located in the basement or to hydrocarbon tanks.
  • the method then includes a step 1 10 of exploitation of hydrocarbons on land.
  • each water cooler 74 is connected to the body of water 12 or to the cooling system comprising a loop of cooling water with ambient air.
  • the control unit 78 controls each water cooler 74 to pass it in its hydrocarbon operating configuration in which it provides cooling by heat exchange with water coming from the body of water 12 or from the cooling water loop. This makes it possible, if necessary, to pre-cool the flow of hydrocarbons and to cool the refrigerant fluids 60, 62 at the outlet of the respective compressors 66, 70 to liquefy the flow of hydrocarbons.

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Abstract

Une méthode de construction et d'exploitation d'une installation de production d'hydrocarbures comporte les étapes suivantes: • - fourniture sur un chantier, d'un module fonctionnel (16A, 16B) comportant un système de refroidissement hybride (34); • -vérification, sur le chantier, du fonctionnement des équipements du module fonctionnel (16A, 16B); • - montage du module fonctionnel (16A, 16B) sur une structure de support; • - déplacement de la structure jusqu'à un point d'exploitation sur l'étendue d'eau. La vérification comporte le passage d'un flux à refroidir à travers le refroidisseur à air du système de refroidissement hybride (34), le flux étant refroidi exclusivement par un flux d'air circulant dans le refroidisseur à air du système de refroidissement hybride (34). L'exploitation d'hydrocarbures sur l'étendue d'eau comporte le passage d'un flux à refroidir à travers le refroidisseur à eau du système de refroidissement hybride (34), le flux étant refroidi par échange thermique avec de l'eau prélevée dans l'étendue d'eau circulant dans le refroidisseur à eau. L'installation de production d'hydrocarbures comprend au moins un module fonctionnel comportant au moins un système de refroidissement hybride.

Description

DESCRIPTION
TITRE : Méthode de construction et d’exploitation d’une installation de production d’hydrocarbures, notamment sur une étendue d’eau, et installation d’exploitation associée
La présente invention concerne une méthode de construction et d’exploitation d’une installation de production d’hydrocarbures sur une étendue d’eau, comprenant les étapes suivantes :
- fourniture, sur un chantier, d’au moins un module fonctionnel comportant des équipements et au moins un système de refroidissement hybride comportant en série ou en parallèle un refroidisseur à air et un refroidisseur à eau;
- vérification, sur le chantier, du fonctionnement des équipements du module fonctionnel;
- montage du module fonctionnel sur une structure de support au moins partiellement immergée dans l’étendue d’eau;
- déplacement de la structure de support portant le module fonctionnel sur l’étendue d’eau jusqu’à un point d’exploitation ;
- exploitation d’hydrocarbures sur l’étendue d’eau.
L’installation est par exemple une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (désignée par l’acronyme anglais « FPSO », pour « Floating Production Storage and Offloading »), une unité flottante de gaz naturel liquéfié (désignée par l’acronyme anglais « FLNG » pour « Floating Liquefied Natural Gas ») ou plus généralement une unité offshore telle qu’une plate-forme semi-submersible, pouvant être par exemple une TLP (« Tension Leg Platform » en langue anglaise), une bouée de déchargement, une colonne verticale flottante ou un navire. En variante, l’installation est une structure rigide fixe de type plate-forme ou « gravitaire », par exemple une GBS (« Gravity Based Structure »).
Les unités flottantes du type précité comportent généralement une coque flottante portant un grand nombre d’équipements interconnectés les uns aux autres. Ces équipements sont par exemple connectés entre eux par des conduites, des lignes fonctionnelles, tels que des lignes électriques, des lignes de transfert hydraulique, et/ou des lignes de transfert d’informations.
Pour fabriquer une telle unité, il est connu d’assembler la coque, et de déposer sur la coque différents modules préfabriqués séparément. Une fois déposés sur la coque, les modules sont interconnectés les uns aux autres pour réaliser les différents systèmes de l'installation.
Une telle solution présente le désavantage de requérir de nombreuses interconnexions entre les modules. Ces interconnexions augmentent généralement le poids de la structure et l’encombrement de celle-ci.
Par ailleurs, la planification et le déroulement de la construction d’une telle structure est complexe, long et coûteux. En effet, si chacun des modules individuels peut être fabriqué séparément sur un chantier, les modules sont inaptes à fonctionner séparément les uns des autres sur le chantier. La majorité des activités et tests préalables à la mise en service devant être réalisés sur chacun des modules ne peuvent donc l’être qu’après l’interconnexion des modules sur leur structure de support.
De ce fait, les fonctionnalités de chaque module ne peuvent être testées qu’une fois tous les modules installés, dans un environnement très confiné, et très interdépendant.
Ainsi, si un dysfonctionnement particulier se produit sur un module, les tests devant être effectués sur d’autres modules peuvent être perturbés, pouvant conduire à des retards significatifs sur la mise en production de l’installation.
D’autre part, certains de ces tests nécessitent la disponibilité de l’eau de mer pour opérer le système de refroidissement. Cette disponibilité requiert en général que la structure offshore soit placée à sa destination finale, retardant la finalisation de ces tests au dernier moment avant le démarrage.
AU2013202033 décrit une méthode du type précité, dans laquelle des modules sont testés directement à terre, sur le chantier, et sont positionnés ultérieurement de manière adéquate sur un support flottant.
Un but de l’invention est d’obtenir une méthode de construction et d’exploitation d’une installation de production de fluide, qui réduise significativement la durée nécessaire à la construction et à la mise en service, tout en offrant un encombrement optimisé et une efficacité maximale.
A cet effet, l’invention a pour objet une méthode du type précité, caractérisée en ce que la vérification sur le chantier du fonctionnement des équipements du module fonctionnel comporte le passage d’au moins un flux à refroidir à travers le refroidisseur à air du système de refroidissement hybride, le flux étant refroidi exclusivement par un flux d’air circulant dans le refroidisseur à air, sans activation d’un refroidisseur à eau du système de refroidissement hybride, l’exploitation d’hydrocarbures sur l’étendue d’eau comportant le passage d’au moins un flux à refroidir à travers le refroidisseur à eau, le flux étant refroidi par échange thermique direct ou indirect avec de l’eau prélevée dans l’étendue d’eau circulant dans le refroidisseur à eau.
L’utilisation particulière d’un système de refroidissement hybride, dans lequel les phases de vérifications sur chantier sont réalisées à l’aide de refroidissement exclusivement à l’air et les phases d’exploitation sont réalisées de préférence à l’aide d’un refroidissement mixte air-eau, réduit le temps nécessaire pour les vérifications sur chantier, tout en limitant l’encombrement et en augmentant l’efficacité lors de l’exploitation.
La méthode selon l’invention peut comprendre l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prises isolément ou suivant toute combinaison techniquement possible :
- l’échange thermique direct est un échange thermique sans contact avec de l’eau de mer provenant de l’étendue d’eau, ou l’échange thermique indirect est effectué via une boucle fermée d’eau douce qui est refroidie par de l’eau de mer provenant de l’étendue d’eau ;
- lors de l’exploitation d’hydrocarbures sur l’étendue d’eau, le flux à refroidir est refroidi exclusivement par l’eau circulant dans le refroidisseur à eau, sans refroidissement par un flux d’air circulant dans le refroidisseur à air ;
- le flux à refroidir est un flux d’hydrocarbures exploité ou est un flux de fluide réfrigérant, destiné à entrer en relation d’échange thermique avec un flux d’hydrocarbures exploité ;
- le module fonctionnel est un module fonctionnel unique comportant au moins une unité de prétraitement, une centrale électrique, des utilités, une unité de liquéfaction, et/ou une unité de gestion de stockage d’hydrocarbures ;
- l’installation comporte une pluralité de modules fonctionnels, la méthode comportant le montage de la pluralité de modules fonctionnels sur la structure de support, et le raccordement des modules fonctionnels entre eux par une interface de raccordement comprenant au moins une ligne de raccordement entre le module fonctionnel et au moins un autre module fonctionnel, la ligne de raccordement étant une conduite de transfert de fluide exploité, une ligne de transfert de puissance électrique, une ligne de transfert de fluide hydraulique et/ou une ligne de transfert d’informations ;
- l’interface de raccordement comporte au plus 50 lignes de raccordement ; - un module fonctionnel est un module fonctionnel chaud, au moins un module fonctionnel étant un module fonctionnel froid raccordé au module fonctionnel chaud ;
- le module fonctionnel chaud comporte une unité de prétraitement d’hydrocarbures, une centrale électrique, et/ou des utilités ;
- le module fonctionnel froid comporte une unité de liquéfaction et/ou une unité de gestion de stockage d’hydrocarbures ;
- un module fonctionnel comporte une centrale électrique et/ou des utilités ;
- le système de refroidissement hybride est raccordé à une sortie d’un compresseur du flux à refroidir, la méthode comportant, lors de la vérification sur le chantier et/ou lors de l’exploitation, la compression du flux à refroidir dans le compresseur, avant son refroidissement dans le système de refroidissement hybride ;
- le module fonctionnel comporte au moins un bâtiment technique, en particulier une salle électrique, ou une salle d’instrumentation, propre à interagir spécifiquement avec les équipements du module fonctionnel, la vérification sur le chantier du fonctionnement des équipements du module fonctionnel comportant l’activation du bâtiment technique propre au module fonctionnel ;
- la vérification sur le chantier du fonctionnement des équipements est réalisée avant le montage du module fonctionnel sur la structure de support ;
- la structure de support comporte une coque, l’installation étant un FPSO ou un FLNG ou la structure de support est une plateforme, en particulier une plateforme SPAR ou G BS ;
- un module fonctionnel, avantageusement chaque module fonctionnel, comporte une torche et,
- au moins un module fonctionnel présente une masse supérieure à 6000 tonnes, notamment supérieure à 10000 tonnes, notamment supérieure à 20000 tonnes.
L’invention a également pour objet une installation de production d’hydrocarbures sur une étendue d’eau comprenant :
- une structure de support ;
- au moins un module fonctionnel comportant des équipements et au moins un système de refroidissement hybride comportant, en série ou en parallèle, un refroidisseur à air et un refroidisseur à eau, le module fonctionnel étant monté sur la structure de support; - au moins un ensemble de fourniture d’un flux vers le module fonctionnel, le flux étant propre à passer à travers le refroidisseur à eau et/ou à travers le refroidisseur à air du système de refroidissement hybride et,
- une unité de pilotage propre à piloter le système de refroidissement hybride, entre une configuration de vérification du fonctionnement du module fonctionnel sur un chantier, dans laquelle au moins un refroidisseur à air du système de refroidissement hybride est activé sélectivement pour refroidir un flux à refroidir, sans activer de refroidisseur à eau du système de refroidissement hybride et une configuration d’exploitation d’hydrocarbures sur l’étendue d’eau, dans laquelle le refroidisseur à eau est raccordé à l’eau de l’étendue d’eau, pour faire circuler de l’eau de l’étendue d’eau dans le refroidisseur à eau et refroidir le flux à refroidir passant à travers le refroidisseur à eau.
L’installation selon l’invention peut comprendre l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou suivant toute combinaison techniquement possible :
- au moins un module fonctionnel présente une masse supérieure à 6000 tonnes, notamment supérieure à 10000 tonnes, notamment supérieure à 20000 tonnes ;
- le module fonctionnel comporte, en amont du système de refroidissement, au moins un compresseur destiné à comprimer le flux destiné à être refroidi dans le système de refroidissement.
L’invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d’exemple, et faite en se référant aux dessins annexés, sur lesquels :
[Fig 1] la figure 1 est une vue schématique de dessus d’une première installation de production d’hydrocarbures selon l’invention ;
[Fig 2] la figure 2 est une vue schématique de trois-quarts face d’un premier module fonctionnel de l’installation de la figure 1 ;
[Fig 3] la figure 3 est une vue schématique de dessus agrandie, illustrant chacun des modules fonctionnels de l’installation de la figure 1 , et l’interface entre deux modules fonctionnels ;
[Fig 4] la figure 4 est une vue schématique d’un premier système de refroidissement hybride utilisé dans l’installation de la figure 1 ;
[Fig 5] la figure 5 est une vue analogue à la figure 4 d’un deuxième système de refroidissement hybride utilisé dans l’installation de la figure 1 ; [Fig 6] la figure 6 est une vue analogue à la figure 4 d’un troisième système de refroidissement hybride utilisé dans l’installation de la figure 1 ;
[Fig 7] la figure 7 est un logigramme illustrant les différentes étapes de la méthode de construction et d’exploitation de l’installation de la figure 1 ;
[Fig 8] la figure 8 est une vue analogue à la figure 1 d’une variante d’installation de production d’hydrocarbures ;
[Fig 9] la figure 9 est une vue analogue à la figure 1 d’une autre variante d’installation de production d’hydrocarbures.
Une première installation 10 de production d’hydrocarbures sur une étendue d’eau 12 est illustrée sur les figures 1 à 6.
L’installation 10 est destinée notamment à l’exploitation d’hydrocarbures comme du pétrole ou/et du gaz naturel, les hydrocarbures étant recueillis au fond de l’étendue d’eau 12 et remontés à la surface de l’étendue d’eau 12.
L’installation 10 est par exemple une unité flottante de production, de stockage et de déchargement appelée FPSO (« Floating Production, Storage and Offloading » en langue anglaise) ou une unité flottante dédiée au gaz naturel liquéfié appelée FLNG (« Floating Liquified Natural Gas » en langue anglaise), une plate forme semi-submersible, pouvant être par exemple un TLP (« Tension Leg Platform » en langue anglaise), une bouée de déchargement, une colonne verticale flottante ou un navire. En variante, l’installation 10 est une structure rigide fixe de type plate forme ou « gravitaire » par exemple une GBS (« Gravity Based Structure »).
L’étendue d’eau 12 est par exemple un lac, une mer ou un océan. La profondeur de l’étendue d’eau 12 au droit de l’installation 10 est par exemple comprise entre 50 m et 3000 m, voire 4000 m.
En référence à la figure 1 , l’installation 10 comporte une structure de support 14 partiellement immergée dans l’étendue d’eau 12, et au moins un module fonctionnel, ici au moins un premier module fonctionnel 16A et un deuxième module fonctionnel 16B, portés par la structure de support 14.
L’installation 10 comporte en outre une interface 18 de raccordement entre les modules fonctionnel 16A, 16B. Elle comporte avantageusement un quartier de vie 20 également porté par la structure de support 14.
La structure de support 14 est par exemple flottante sur l’étendue d’eau 12 ou est montée fixe dans l’étendue d’eau 12. Elle est par exemple formée par une coque 22 flottant sur l’étendue d’eau.
La structure de support 14 présente une surface supérieure 24 formant un pont sur laquelle sont montés les modules fonctionnels 16A, 16B. Elle comporte éventuellement un système de pilotage (non représenté), propre à régler la hauteur de la surface supérieure 24 par rapport à l’étendue d’eau 12 et à maintenir la surface supérieure 24 sensiblement horizontale, même si la charge appliquée sur la surface supérieure 24 est inhomogène, et quelle que soit la variation de marée. Le système de pilotage est par exemple un système de ballastage sélectif.
La structure de support 14 contient avantageusement des réservoirs de fluide disposés sous la surface supérieure 24.
Chaque module fonctionnel 16A, 16B regroupe des équipements aptes à fonctionner de manière intégrée pour réaliser une fonction, en particulier pour former au moins une unité dans la mise en oeuvre d’un procédé d’exploitation des hydrocarbures.
Chaque module fonctionnel 16A, 16B, présente ici une masse significative pour comprendre tous les équipements destinés à réaliser la fonction. La masse de chaque module fonctionnel 16A, 16B est avantageusement supérieure à 6000 tonnes, notamment supérieure à 10000 tonnes, notamment supérieure à 20000 tonnes. Le module fonctionnel 16A, 16B est avantageusement désigné par le terme « mégamodule ».
En référence à la figure 2, chaque module fonctionnel 16A, 16B comporte un cadre de support 30 et des équipements 32 supportés par le cadre 30 pour la réalisation de la fonction.
Au moins un module 16A, 16B comporte un système de refroidissement 34 hybride destiné à être utilisé sélectivement lors de la construction et lors de l’exploitation du module fonctionnel 16A, 16B. Dans l’exemple représenté sur les figures 2 et 3, chaque module fonctionnel 16A, 16B comporte en outre un bâtiment technique 36, constitué par une salle électrique et/ou une salle d’instrumentation.
Les équipements 32 comprennent par exemple des systèmes fonctionnels, tels que des équipements mécaniques (ponts roulants, monorails, chariots), des équipements de procédé tels que des capacités, des compresseurs, des échangeurs de chaleur, des turbines de détente, des vannes de détente, des vannes de réglage de débit, température, niveau ou pression, des pompes, des conduites de transport de fluide, ou encore des lignes fonctionnelles, telles que des lignes de transport de puissance électrique, des lignes de transport de fluide hydraulique, ou/et des lignes de transport d’informations.
Le bâtiment technique 36 est raccordé aux équipements 32 du module fonctionnel 16A, 16B pour assurer le fonctionnement et le suivi des équipements 32.
Il est raccordé avantageusement à une salle de commande 38 commune (voir figure 3) à un ou plusieurs modules 16A, 16B pour recevoir les ordres de commande destinés au fonctionnement des équipements 32.
Dans l’exemple représenté sur les figures 1 à 3, l’installation 10 comporte un premier module fonctionnel 16A « chaud » et un deuxième module fonctionnel 16B « froid ».
En référence à la figure 3, le module fonctionnel chaud 16A comporte au moins une unité de prétraitement 40, une centrale électrique 42, et des utilités 44.
L’unité de prétraitement 40 est destinée à traiter au moins un flux d’hydrocarbures par exemple extrait du sous-sol pour purifier le flux d’hydrocarbures et diminuer la quantité ou supprimer des composés indésirables dans le flux d’hydrocarbures. Les composés indésirables sont par exemple l’eau, le dioxyde de carbone, les composés sulfurés tels que les mercaptans, ou des hydrocarbures lourds tels que des hydrocarbures ayant 5 atomes de carbone ou plus.
L’unité de prétraitement 40 comporte ainsi avantageusement au moins une colonne de distillation et/ou un bain de purification et ou un système de refroidissement et/ou des capacités d’adsorption de composés indésirables.
La centrale électrique 42 est destinée à produire la puissance électrique nécessaire à la consommation de l’unité de prétraitement 40. Elle comporte au moins un générateur électrique et avantageusement un système de refroidissement.
Les utilités 44 comprennent des sources de fluide d’utilité. Des exemples de fluide d’utilité sont l’eau, la vapeur, l’air, l’azote.
Les utilités 44 sont propres à préparer, à conditionner, et à fournir au débit souhaité les fluides d’utilité à l’unité de prétraitement 40.
Le module fonctionnel froid 16B comporte au moins une unité de liquéfaction 46, une unité 48 de gestion du stockage de fluide liquéfié, une centrale électrique 42 et/ou des utilités 44.
L’unité de liquéfaction 46 est destinée à recevoir un flux d’hydrocarbures, notamment un flux de gaz naturel contenant plus de 50% de méthane sous forme gazeuse, et à refroidir ce flux pour le liquéfier.
Avantageusement, en référence à la figure 4, l’unité de liquéfaction 46 comporte un système 54 de compression du flux gazeux d’hydrocarbures 59 et au moins un cycle thermique 56, 58 de refroidissement du flux d’hydrocarbures contenant chacun un fluide réfrigérant 60, 62 (représentés partiellement respectivement sur les figures 5 et 6). Les fluides réfrigérants 60, 62 sont destinés à entrer en relation d’échange thermique sans contact avec le flux d’hydrocarbures dans au moins un échangeur thermique (non représenté). Dans l’exemple donné sur la figure 4, le système de compression 54 comporte un compresseur 64 destiné à recevoir un flux d’hydrocarbures, et en aval du compresseur 64, un système de refroidissement hybride 34.
Dans l’exemple illustré par la figure 5, le premier fluide réfrigérant 60 est constitué par un mélange d’hydrocarbures.
Le premier cycle thermique 56 comporte un premier compresseur 66 de compression du premier fluide réfrigérant 60, un système 34 de refroidissement hybride en sortie du premier compresseur 66. Il comporte également un ballon séparateur 68 et un deuxième compresseur 70 et un autre système de réfrigération hybride 34, disposé en aval du deuxième compresseur 70.
Dans l’exemple représenté sur la figure 6, le deuxième fluide réfrigérant 62 est également constitué par un mélange d’hydrocarbures.
Le deuxième cycle thermique 58 comporte un premier compresseur 66 suivi d’un réfrigérant à air 72. Il comporte, en aval du réfrigérant à air 72, un deuxième compresseur 70 et un système de refroidissement hybride 34, monté en aval du deuxième compresseur 70.
En variante de la figure 6, représentée en pointillés, le réfrigérant à air 72 est complété par un refroidisseur à eau 74 pour former un autre système de refroidissement hybride 34.
En référence aux figures 4 à 6, chaque système de réfrigération hybride 34 comporte en série un refroidisseur à air 72 et un refroidisseur à eau 74.
Chaque refroidisseur 72, 74 est destiné à recevoir le flux à refroidir et à échanger thermiquement avec ce flux pour le refroidir.
Le refroidisseur à air 72 est ainsi propre à faire circuler un courant gazeux, en particulier un courant d’air, pour mettre en relation d’échange thermique sans contact le courant gazeux circulant dans le refroidisseur 72 avec le flux à refroidir.
Le refroidisseur à eau 74 est propre à mettre en relation d’échange thermique sans contact le flux circulant dans le refroidisseur 74 avec de l’eau prélevée dans l’étendue d’eau 12.
Le refroidissement peut être assuré par échange thermique direct avec de l’eau de mer prélevée dans l’étendue d’eau 12 ou par échange thermique indirect, via une boucle fermée d’eau douce qui est elle-même refroidie par l’eau de mer provenant de l’étendue d’eau 12. La fourniture d’eau de mer peut être dédiée à chaque module 16A, 16B.
Dans l’exemple représenté sur les figures, chaque système de refroidissement hybride 34 comporte en outre une ligne 76 de purge d’un excès de fluide, piquée entre le refroidisseur à air 72 et le refroidisseur à eau 74 pour détourner une partie du flux refroidi dans le refroidisseur à air 72, et le réintroduire en amont du compresseur respectif 64, 66, 70, situé en amont du refroidisseur à air 72.
Chaque système de refroidissement hybride 34 comporte une unité de pilotage 78 propre à piloter le système de refroidissement hybride 34, entre une configuration de vérification du fonctionnement du module fonctionnel 16A, 16B sur un chantier, dans laquelle le refroidisseur à air 72 est activé sélectivement pour refroidir le flux passant à travers le refroidisseur à air 72, sans activer aucun refroidisseur à eau 74 et une configuration d’exploitation d’hydrocarbures sur l’étendue d’eau 12, dans laquelle le refroidisseur à eau 74 est raccordé à l’eau de l’étendue d’eau 12, pour faire circuler de l’eau de l’étendue d’eau 12 dans le refroidisseur à eau 74 et refroidir le flux passant à travers le refroidisseur à eau 74.
L’unité de pilotage comporte au moins une vanne d’isolation, de préférence une pluralité de vannes d’isolation propres à contrôler les flux d’air et d’eau passant à travers le refroidisseur à air 72 et le refroidisseur à eau 74.
Comme on le verra plus bas, ceci permet de tester le fonctionnement de chaque module 16A, 16B indépendamment des autres modules 16A, 16B et sans besoin d’utiliser le refroidissement par eau provenant de l’étendue d’eau 12, en rendant notamment le compresseur 64, 66, 70 autonome lors des phases de vérification sur chantier. Au contraire, lors de la production d’hydrocarbures, au moins le refroidisseur à eau 74 est alimenté par de l’eau de l’étendue d’eau 12 pour assurer une efficacité de refroidissement maximale et ainsi augmenter la production.
Dans l’exemple particulier représenté sur les figures 4 à 6, seuls quatre systèmes de réfrigération hybrides 34 sont utilisés au sein de l’installation 10, en aval des compresseurs 64, 66, 70 de l’unité de liquéfaction 46.
L’interface de raccordement 18 comporte au moins une ligne de raccordement entre le module fonctionnel 16A et le module fonctionnel 16B. La ligne de raccordement est une conduite 80 de transport de fluide exploité, une ligne 82 de transport de puissance électrique, une ligne 84 de transport de fluide hydraulique ou/et une ligne 86 de transport d’informations.
Compte tenu de l’organisation des équipements 32 dans les modules fonctionnels 16A, 16B, et de l’autonomie de chaque module fonctionnel 16A, 16B par rapport aux autres modules fonctionnels 16A, 16B, le nombre total de lignes de raccordement (conduites 80 et/ou lignes 82 à 86) raccordant deux modules fonctionnels 16A, 16B entre eux est faible. Ce nombre est par exemple inférieur à 50, notamment inférieur à 30 et compris notamment entre 5 et 20.
Ainsi, le raccordement des modules fonctionnels 16A, 16B entre eux est très simple après la disposition des modules fonctionnels 16A, 16B sur la structure de support 14.
Une méthode de construction et d’exploitation de l’installation 10 de production d’hydrocarbures sur l’étendue d’eau 12 va maintenant être décrit.
Initialement, la méthode comporte la fabrication de chaque module fonctionnel 16A, 16B indépendamment l’un de l’autre, sur un ou plusieurs chantiers à terre.
Lors de cette fabrication, les équipements 32 sont assemblés dans le cadre de support 30. Le système de refroidissement hybride 34, lorsqu’il est présent, est mis en place dans le cadre de support 30. De même, le bâtiment technique 36 est monté pour être opérationnel dans le module fonctionnel 16A, 16B.
Ainsi, lors de cette étape 100, des modules fonctionnels 16A, 16B sont fournis sur un ou plusieurs chantiers à terre.
Ensuite, la méthode comporte une étape de vérification 102, sur le chantier, du fonctionnement des équipements 32 du module fonctionnel 16A, 16B. En particulier, lorsque le module fonctionnel 16A, 16B comporte un compresseur 64, 66, 70, celui-ci est mis en fonctionnement. Un fluide d’essai est passé à travers le compresseur 64, 66, 70.
Lors de cette vérification, l’unité de pilotage 78 pilote chaque système de refroidissement 34 pour activer sélectivement le refroidisseur à air 72 sans activer aucun refroidisseur à eau 74. Les refroidisseurs à eau 74 ne sont pas reliés à l’étendue d’eau 12.
En particulier, dans l’unité de liquéfaction 46 du module 16B, le refroidissement au refoulement des compresseurs 64, 66, 70, est assuré par chaque refroidisseur à air 72, sans utilisation de refroidisseurs à eau 74.
Le flux à refroidir passe à travers le refroidisseur à air 72 et le refroidisseur à eau 74, mais est refroidi exclusivement dans le refroidisseur à air 72, par circulation d’air.
Chaque compresseur 64, 66, 70 fonctionne de manière autonome, sans qu’il soit nécessaire d’assembler les modules 16A, 16B les uns avec les autres, ou sur la structure de support 14.
Ainsi, les étapes de vérification du fonctionnement des équipements 32 de chaque module fonctionnel 16A, 16B peuvent être conduites indépendamment des vérifications effectuées sur un autre module 16A, 16B. Si une panne ou un défaut se produit sur un équipement 32 d’un module 16A, 16B, ceci ne ralentit pas les vérifications à effectuer sur les autres modules 16A, 16B.
Avant que chaque module 16A, 16B ne soit monté sur la structure de support 14, chaque système de refroidissement hybride 14 fonctionne donc exclusivement avec le refroidisseur à air 72, aucun refroidisseur à eau 74 n’étant actif.
Ensuite, à l’étape 104, chaque module fonctionnel 16A, 16B est monté sur la structure de support 14. A cet effet, la structure de support 14 est amenée au voisinage du chantier. Chaque module fonctionnel 16A, 16B est par exemple déplacé sur la structure de support 14 par une grue, ou si son poids est trop important, par une méthode de mise en place telle que celle décrite dans la demande WO 2018/141725 de la Demanderesse.
Chaque module fonctionnel 16A, 16B est alors fixé sur la structure de support 14. L’interface de raccordement 18 entre les modules fonctionnels 16A, 16B est alors mise en place.
A l’étape 106, le fonctionnement de chaque interface 18 est vérifié, puis le fonctionnement global de l’installation 10 est également testé, une fois les modules fonctionnels 16A, 16B raccordés par les interfaces 18.
Comme précédemment, l’unité de pilotage 78 de chaque système de refroidissement hybride 34 pilote chaque refroidisseur à air 72 pour être actif, le refroidisseur à eau 74 étant maintenu inactif et n’étant pas raccordé à l’étendue d’eau.
Ensuite, la méthode comporte une étape 108 de déplacement de la structure de support 14 portant chaque module fonctionnel 16A, 16B sur l’étendue d’eau 12 jusqu’à un point d’exploitation.
L’installation 10 est alors raccordée à une source d’hydrocarbures, par exemple à des puits de production d’hydrocarbures situés sur le fond de l’étendue d’eau ou à des réservoirs d’hydrocarbures.
La méthode comporte alors une étape 1 10 d’exploitation d’hydrocarbures sur l’étendue d’eau 12. Lors de cette étape, un flux d’hydrocarbures est amené dans le module fonctionnel 16A pour être prétraité dans l’unité de prétraitement 40. Puis, le flux d’hydrocarbures prétraité transite à travers l’interface 18 pour être amené dans l’unité de liquéfaction 46 du module 16B.
Dans le module 16B, le flux d’hydrocarbures est comprimé dans le système de compression 54 et est liquéfié par échange thermique sans contact avec les fluides réfrigérants 60, 62 circulant dans les cycles thermiques 56, 58. Le flux liquéfié est ensuite envoyé à l’unité de gestion du stockage 48 pour permettre son stockage et son déchargement dans au moins un réservoir de l’installation 10 ou son transfert vers une barge de transport d’hydrocarbures.
Lors de cette étape d’exploitation 1 10, chaque refroidisseur à eau 74 est raccordé à l’étendue d’eau 12.
L’unité de pilotage 78 pilote chaque refroidisseur à eau 74 pour le passer dans sa configuration d’exploitation d’hydrocarbures dans laquelle il assure un refroidissement par échange thermique avec de l’eau provenant de l’étendue d’eau 12. Ceci permet de pré-refroidir le flux d’hydrocarbures et de refroidir les fluides réfrigérants 60, 62 en sortie des compresseurs respectifs 66, 70 pour liquéfier le flux d’hydrocarbures.
Le refroidissement par l’eau de l’étendue d’eau 12, prise avantageusement en profondeur, permet d’atteindre des températures de refroidissement plus froides, notamment inférieures à 20 °C.
Ceci est optimal notamment pour la liquéfaction du gaz naturel, puisque la température de l’eau de refroidissement est froide et est stable. La production de gaz naturel liquéfié est donc maximisée.
La méthode selon l’invention, mise en oeuvre dans l’installation 10 est donc particulièrement efficace, puisqu’elle permet une construction et une vérification indépendante de chaque module 16A, 16B constituant l’installation 10, limitant les retards, tout en assurant une production maximale lorsque l’installation 10 est en exploitation.
L’installation 10 représentée sur la figure 8 comporte au moins trois modules fonctionnels, ici quatre modules fonctionnels 16A, 16B, 16C, 16D. Un premier module fonctionnel 16A comporte une centrale électrique 42 et/ou des utilités 44, qui sont utilisées par les autres modules 16B, 16C, 16D.
L’installation 10 comporte en outre un module chaud 16B comportant au moins une unité de prétraitement 40, et des modules froids 16C, 16D comportant chacun au moins une unité de liquéfaction 46.
Dans l’exemple représenté sur la figure 8, l’installation 10 comporte au moins deux modules fonctionnels froids 16C, 16D comportant chacun au moins une unité de liquéfaction 46.
Dans la variante représentée sur la figure 9, l’installation 10 comporte un module fonctionnel unique 16A qui regroupe au moins une unité de prétraitement 40, au moins une unité de liquéfaction 46, au moins une centrale électrique 42, au moins des utilités 44 et une unité de gestion du stockage 48. Dans une variante, le module fonctionnel froid 16B comporte une unité d’extraction de lourds ou/et une unité de rejet d’azote.
Dans une autre variante, au moins un module fonctionnel 16A, 16B, avantageusement une pluralité ou chaque module fonctionnel 16A, 16B comporte une torche.
Cette variante minimise les interconnexions entre les modules.
Dans une autre variante, non représentée, l’installation selon l’invention est une installation de production d’hydrocarbures à terre.
L’installation est destinée notamment à l’exploitation d’hydrocarbures comme du pétrole ou/et du gaz naturel, les hydrocarbures étant recueillis dans le sous-sol.
L’installation est par exemple située au voisinage d’une étendue d’eau 12, qui est par exemple un lac, une mer ou un océan. L’installation est notamment située à moins de 10 km de l’étendue d’eau. Dans ce cas, l’installation comporte au moins une conduite de prélèvement d’eau dans l’étendue d’eau 12 et éventuellement une conduite de décharge d’eau réchauffée dans l’installation dans l’étendue d’eau 12.
Le refroidissement peut être assuré par échange thermique direct avec de l’eau prélevée dans l’étendue d’eau 12 ou par échange thermique indirect, via une boucle fermée d’eau douce qui est elle-même refroidie par l’eau provenant de l’étendue d’eau 12.
Plutôt que de prélever de l’eau dans une étendue d’eau 12, une alternative consiste à fournir un système de refroidissement comprenant une boucle d’eau de refroidissement avec de l’air ambiant. Le système de refroidissement comporte par exemple au moins une tour aéroréfrigérante (ou tour de réfrigération) dans laquelle l’air ambiant refroidit l’eau de la boucle de refroidissement.
Pour les exemples décrits ci-dessus, comme précédemment, l’installation comprend au moins un système de réfrigération hybride 34 comportant en série un refroidisseur à air 72 et un refroidisseur à eau 74.
Chaque refroidisseur 72, 74 est destiné à recevoir le flux à refroidir et à échanger thermiquement avec ce flux pour le refroidir.
Le refroidisseur à air 72 est ainsi propre à faire circuler un courant gazeux, en particulier un courant d’air, pour mettre en relation d’échange thermique sans contact le courant gazeux circulant dans le refroidisseur 72 avec le flux à refroidir.
Le refroidisseur à eau 74 est propre à mettre en relation d’échange thermique sans contact le flux circulant dans le refroidisseur 74 avec de l’eau prélevée dans l’étendue d’eau 12 ou avec de l’eau de refroidissement provenant de la boucle d’eau de refroidissement refroidie par l’air ambiant. La fourniture d’eau peut être dédiée à chaque module 16A, 16B.
Comme précédemment, la méthode de construction et d’exploitation selon l’invention comporte une étape de vérification 102, sur le chantier de fabrication de l’installation, du fonctionnement des équipements 32 du module fonctionnel 16A, 16B. En particulier, lorsque le module fonctionnel 16A, 16B comporte un compresseur 64, 66, 70, celui-ci est mis en fonctionnement. Un fluide d’essai est passé à travers le compresseur 64, 66, 70.
Lors de cette vérification, l’unité de pilotage 78 pilote chaque système de refroidissement 34 pour activer sélectivement le refroidisseur à air 72 sans activer aucun refroidisseur à eau 74. Les refroidisseurs à eau 74 ne sont pas reliés à l’étendue d’eau 12, ni au système de refroidissement comprenant une boucle d’eau de refroidissement avec de l’air ambiant.
Comme précédemment, le module fonctionnel 16A, 16B est placé sur une structure de support 14. Avantageusement, la structure de support 14 est une barge de transport flottant destinée à un transport sur l’eau du module fonctionnel 16A, 16B. En variante, notamment pour un module fonctionnel 16A, 16B de taille plus modeste, la structure de support 14 est un camion pour un transport terrestre du module 16A, 16B.
Ensuite, la méthode comporte une étape 108 de déplacement de la structure de support 14 portant chaque module fonctionnel 16A, 16B jusqu’à un point d’exploitation à terre.
Le module fonctionnel 16A, 16B est alors déchargé de la structure de support 14 et assemblé avec au moins un autre module fonctionnel 16A, 16B pour former l’installation 10.
L’installation 10 est alors raccordée à une source d’hydrocarbures, par exemple à des puits de production d’hydrocarbures situés dans le sous-sol ou à des réservoirs d’hydrocarbures.
La méthode comporte alors une étape 1 10 d’exploitation d’hydrocarbures à terre.
Lors de cette étape d’exploitation 1 10, chaque refroidisseur à eau 74 est raccordé à l’étendue d’eau 12 ou au système de refroidissement comprenant une boucle d’eau de refroidissement avec de l’air ambiant.
L’unité de pilotage 78 pilote chaque refroidisseur à eau 74 pour le passer dans sa configuration d’exploitation d’hydrocarbures dans laquelle il assure un refroidissement par échange thermique avec de l’eau provenant de l’étendue d’eau 12 ou de la boucle d’eau de refroidissement. Ceci permet le cas échéant de pré-refroidir le flux d’hydrocarbures et de refroidir les fluides réfrigérants 60, 62 en sortie des compresseurs respectifs 66, 70 pour liquéfier le flux d’hydrocarbures.

Claims

REVENDICATIONS
1. Méthode de construction et d’exploitation d’une installation (10) de production d’hydrocarbures, comportant les étapes suivantes :
- fourniture (100), sur un chantier, d’au moins un module fonctionnel (16A, 16B) comportant des équipements (32) et au moins un système de refroidissement hybride (34) comportant en série ou en parallèle un refroidisseur à air (72) et un refroidisseur à eau (74) ;
- vérification (102), sur le chantier, du fonctionnement des équipements (32) du module fonctionnel (16A, 16B) ;
- montage (104) du module fonctionnel (16A, 16B) sur une structure de support (14) ;
- déplacement (108) de la structure de support (14) portant le module fonctionnel (16A, 16B) jusqu’à un point d’exploitation ;
- exploitation (1 10) d’hydrocarbures ;
caractérisé en ce que la vérification (102) sur le chantier, du fonctionnement des équipements (32) du module fonctionnel (16A, 16B) comporte le passage d’au moins un flux à refroidir à travers le refroidisseur à air (72) du système de refroidissement hybride (34), le flux étant refroidi exclusivement par un flux d’air circulant dans le refroidisseur à air (72), sans activation d’un refroidisseur à eau (74) du système de refroidissement hybride (34), l’exploitation d’hydrocarbures (1 10) comportant le passage d’au moins un flux à refroidir à travers le refroidisseur à eau (74), le flux étant refroidi par échange thermique direct ou indirect avec de l’eau prélevée dans une étendue d’eau (12) ou provenant d’un système de refroidissement comprenant une boucle d’eau de refroidissement avec de l’air ambiant, l’eau circulant dans le refroidisseur à eau (74).
2. Méthode selon la revendication 1 , dans laquelle l’échange thermique direct est un échange thermique sans contact avec de l’eau, notamment de l’eau de mer provenant de l’étendue d’eau (12), ou dans laquelle l’échange thermique indirect est effectué via une boucle fermée d’eau douce qui est refroidie par de l’eau, notamment de l’eau de mer provenant de l’étendue d’eau (12).
3. Méthode selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle, lors de l’exploitation d’hydrocarbures (1 10), le flux à refroidir est refroidi exclusivement par l’eau circulant dans le refroidisseur à eau (74), sans refroidissement par un flux d’air circulant dans le refroidisseur à air (72).
4. Méthode selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle le flux à refroidir est un flux d’hydrocarbures exploité ou est un flux de fluide réfrigérant, destiné à entrer en relation d’échange thermique avec un flux d’hydrocarbures exploité.
5. Méthode selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle le module fonctionnel (16A, 16B) est un module fonctionnel (16A, 16B) unique comportant au moins une unité de prétraitement (40), une centrale électrique (42), des utilités (44), une unité de liquéfaction (46), et/ou une unité de gestion (48) de stockage d’hydrocarbures.
6. Méthode selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, dans laquelle l’installation (10) comporte une pluralité de modules fonctionnels (16A, 16B), la méthode comportant le montage de la pluralité de modules fonctionnels (16A, 16B) sur la structure de support (14), et le raccordement des modules fonctionnels (16A, 16B) entre eux par une interface de raccordement (18) comprenant au moins une ligne de raccordement entre le module fonctionnel (16A, 16B) et au moins un autre module fonctionnel (16A, 16B), la ligne de raccordement étant une conduite (80) de transfert de fluide exploité, une ligne (82) de transfert de puissance électrique, une ligne (84) de transfert de fluide hydraulique et/ou une ligne (86) de transfert d’informations.
7. Méthode selon la revendication 6, dans laquelle l’interface de raccordement (18) comporte au plus 50 lignes de raccordement.
8. Méthode selon l’une quelconque des revendications 6 à 7, dans laquelle au moins un module fonctionnel (16A) est un module fonctionnel chaud, au moins un module fonctionnel (16B) étant un module fonctionnel froid raccordé au module fonctionnel (16A) chaud.
9. Méthode selon la revendication 8, dans laquelle le module fonctionnel (16A) chaud comporte une unité de prétraitement (40) d’hydrocarbures, une centrale électrique (42), et/ou des utilités (44).
10. Méthode selon l’une quelconque des revendications 8 ou 9, dans laquelle le module fonctionnel (16B) froid comporte une unité de liquéfaction (46) et/ou une unité de gestion (48) de stockage d’hydrocarbures.
11. Méthode selon l’une quelconque des revendications 6 à 10, dans laquelle au moins un module fonctionnel (16A, 16B) comporte une centrale électrique (42) et ou des utilités (44).
12. Méthode selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle le système de refroidissement hybride (34) est raccordé à une sortie d’un compresseur (64 ; 66 ; 70) du flux à refroidir, la méthode comportant, lors de la vérification sur le chantier et/ou lors de l’exploitation, la compression du flux à refroidir dans le compresseur (64 ; 66 ; 70), avant son refroidissement dans le système de refroidissement hybride (34).
13. Méthode selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle le module fonctionnel (16A, 16B) comporte au moins un bâtiment technique (36), en particulier une salle électrique, ou une salle d’instrumentation, propre à interagir spécifiquement avec les équipements (32) du module fonctionnel (16A, 16B), la vérification (102) sur le chantier du fonctionnement des équipements (32) du module fonctionnel (16A, 16B) comportant l’activation du bâtiment technique (36) propre au module fonctionnel (16A, 16B).
14. Méthode selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle la vérification (102) sur le chantier du fonctionnement des équipements (32) est réalisée avant le montage du module fonctionnel (16A, 16B) sur la structure de support (14).
15. Méthode selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle l’installation (10) de production d’hydrocarbures est sur une étendue d’eau (12), la structure de support (14) étant au moins partiellement immergée dans l’étendue d’eau (12), le déplacement (108) de la structure de support (14) portant le module fonctionnel (16A, 16B) étant sur l’étendue d’eau (12), l’exploitation d’hydrocarbures (1 10) étant sur l’étendue d’eau (12) et comportant le passage d’au moins un flux à refroidir à travers le refroidisseur à eau (74), le flux étant refroidi par échange thermique direct ou indirect avec de l’eau prélevée dans l’étendue d’eau (12) circulant dans le refroidisseur à eau (74).
16. Méthode selon la revendication 15, dans laquelle la structure de support
(14) comporte une coque, l’installation (10) étant un FPSO ou un FLNG ou dans laquelle la structure de support (14) est une plateforme, en particulier une plateforme SPAR ou GBS.
17. Méthode selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle l’installation (10) de production d’hydrocarbures est située à terre, au voisinage de l’étendue d’eau (12), ou/et du système de refroidissement comprenant une boucle d’eau de refroidissement avec de l’air ambiant, le déplacement (108) de la structure de support (14) portant le module fonctionnel (16A, 16B) jusqu’au point d’exploitation étant effectué à terre.
18. Méthode selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle au moins un module fonctionnel (16A, 16B), avantageusement chaque module fonctionnel (16A, 16B) comporte une torche.
19. Installation (10) de production d’hydrocarbures (12) comprenant :
- une structure de support (14) ;
- au moins un module fonctionnel (16A, 16B) comportant des équipements (32) et au moins un système de refroidissement hybride (34) comportant, en série ou en parallèle, un refroidisseur à air (72) et un refroidisseur à eau (74), le module fonctionnel (16A, 16B) étant monté sur la structure de support (14) ;
- au moins un ensemble de fourniture d’un flux vers le module fonctionnel (16A, 16B), le flux étant propre à passer à travers le refroidisseur à eau (74) et/ou à travers le refroidisseur à air (72) du système de refroidissement hybride (34) ;
- une unité de pilotage (78) propre à piloter le système de refroidissement hybride (34), entre une configuration de vérification du fonctionnement du module fonctionnel (16A, 16B) sur un chantier, dans laquelle au moins un refroidisseur à air (72) du système de refroidissement hybride (34) est activé sélectivement pour refroidir un flux à refroidir, sans activer de refroidisseur à eau (74) du système de refroidissement hybride (34) et une configuration d’exploitation d’hydrocarbures, dans laquelle et le flux à refroidir passant à travers le refroidisseur à eau (74) est refroidi dans le refroidisseur à eau (74), le refroidisseur à eau (74) étant raccordé à l’eau d’une étendue d’eau (12), pour faire circuler de l’eau de l’étendue d’eau (12) dans le refroidisseur à eau (74) ou étant raccordé à l’eau d’un système de refroidissement comprenant une boucle d’eau de refroidissement avec de l’air ambiant, pour faire circuler de l’eau de refroidissement du système de refroidissement dans le refroidisseur à eau (74).
20. Installation (10) selon la revendication 19, située sur une étendue d’eau (12), dans laquelle l’exploitation d’hydrocarbures est effectuée sur l’étendue d’eau (12).
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