La technologie de pompage réduit les coûts des pipelines manipulant du pétrole à haute viscosité

Le transport de pétrole brut lourd par pipelines peut être difficile et coûteux. Le principal contributeur aux dépenses d'exploitation (opex) des exploitants de pipelines est le coût de l'énergie, en particulier l'énergie nécessaire à l'entraînement des pompes. Pour les matériaux très visqueux et denses, comme le pétrole lourd et le bitume, la sélection d'une technologie de pompe à haut rendement énergétique est particulièrement critique pour contrôler les coûts, permettant des économies de 20 à 50 % sur la consommation d'énergie.

Une compréhension de l'impact de la viscosité sur les performances de pompage devient plus importante à mesure que la demande mondiale pour la nouvelle production de pétrole brut augmente. McKinsey & Company, une société de gestion mondiale, estime qu'au cours des deux prochaines décennies, les sociétés d'exploration et de production devront ajouter 38 millions de barils par jour de nouvelle production de brut pour répondre à la demande.

Cette demande croissante s'accompagne d'une dépendance croissante au pétrole brut lourd. Plus de la moitié du pétrole brut récupérable dans le monde a une gravité de 22 degrés selon l'American Petroleum Institute (API) ou moins, avec des viscosités comprises entre 50 et plus de 1 000 centistokes (cSt) en fonction de la gravité, de la température et de la composition chimique de l'API. Plus de 80 % du pétrole lourd et du bitume naturel techniquement récupérables dans le monde sont concentrés dans l'hémisphère occidental, y compris d'importants gisements au Venezuela et au Canada ainsi qu'en Californie, en Alaska et en Utah.

Les exploitants de pipelines ont exploré diverses approches pour atténuer les effets d'une viscosité élevée. Une installation pilote dans le nord de l'Alberta a été construite pour pomper du bitume lourd brut semblable à du goudron dans un état chauffé à travers un pipeline longue distance isolé et enterré afin de réduire la viscosité. D'autres méthodes comprennent la valorisation partielle du pétrole avant son entrée dans le pipeline par hydrocraquage, hydrotraitement ou hydroraffinage. Cette approche nécessite la construction d'installations en amont. Plus communément, un diluant est ajouté à un fluide visqueux pour réduire la viscosité effective. Les diluants peuvent être des hydrocarbures (condensat, essence, kérosène ou naphta). Cependant, le diluant lui-même représente un coût d'exploitation important (même s'il est ensuite récupéré du fluide transporté), et les installations pour transporter, stocker, mélanger et retirer/recycler le diluant augmentent encore les coûts. La préparation d'émulsions huile dans eau nécessite l'ajout de 30 à 35 % d'eau et d'une petite quantité de tensioactif.

La méthode la plus efficace pour gérer une viscosité élevée, avec un avantage financier, est l'utilisation d'une technologie de pompage appropriée.

Les pompes centrifuges sont omniprésentes dans les opérations de pipeline, mais elles sont conçues pour les liquides à viscosité relativement faible (supérieure à 45 degrés API) tels que l'eau, les hydrocarbures raffinés et le pétrole brut léger. Sur ces fluides à faible viscosité, les pompes centrifuges peuvent fonctionner de manière rentable, atteignant des rendements d'environ 80 % ou plus. Cependant, même une légère augmentation de la viscosité dégrade les performances des pompes centrifuges en raison de la perte de charge. La viscosité est la mesure de la résistance d'un fluide au cisaillement lorsqu'une énergie est appliquée. L'action de pompage génère un cisaillement élevé du liquide, car le fluide est éjecté de la roue par la force centrifuge. Plus la viscosité est élevée, plus la résistance est grande et plus la pompe centrifuge doit travailler fort, ce qui nécessite plus de puissance et, par conséquent, consomme plus d'énergie.

Pendant un demi-siècle, les compagnies pétrolières et les exploitants de pipelines ont cherché des alternatives aux pompes centrifuges lors du déplacement de pétrole à haute viscosité. Les pompes à déplacement positif (PD), appelées pompes volumétriques, utilisent un principe de fonctionnement différent de celui des pompes centrifuges, réduisant l'impact de la perte de charge et augmentant ainsi l'efficacité lors du pompage de fluides très visqueux. Les pompes PD ont une cylindrée par cycle de pompage ; ce cycle peut être un mouvement alternatif ou une rotation. Un avantage des pompes PD est qu'elles déplacent des volumes constants de liquide pendant chaque cycle de fonctionnement, ce qui leur permet de maintenir un débit relativement constant, même lorsque la pression change. Les capacités permettent aux opérateurs de pipelines de contrôler le débit avec précision et cohérence en contrôlant la vitesse de la pompe, indépendamment de la pression du fluide.

Le débit d'une pompe PD augmente à mesure que la viscosité du fluide augmente (c'est-à-dire que le reflux diminue. Contrairement à d'autres types de pompes, la plupart des pompes PD sont auto-amorçantes et certaines peuvent créer des conditions de vide poussé.

Les pompes PD se divisent en deux catégories : les pompes alternatives et les pompes rotatives. Un type de pompe PD rotative, les pompes à vis à trois broches, est généralement préféré pour les applications de pipeline à haute viscosité. Des centaines de pompes à trois vis ont été installées au Venezuela et dans l'ouest du Canada, les premières installations enregistrant chacune plus de 54 000 heures de fonctionnement. Les éléments de pompage se composent de trois parties mobiles : le rotor de puissance (vis principale) et deux rotors de renvoi symétriquement opposés, tous fonctionnant dans des alésages de carter ajustés. Le fluide de traitement entrant est transporté par le rotor de puissance rotatif au moyen de la cavité formée avec les rotors de renvoi en prise. De l'aspiration au refoulement, le fluide est transféré au moyen d'une série de chambres en constante formation et reformation jusqu'à ce qu'il atteigne la sortie du carter. Contrairement aux pompes centrifuges et à certains types de pompes PD, les pompes à trois vis sont auto-amorçantes et ne nécessitent qu'un seul joint mécanique, ce qui réduit les coûts de maintenance.

Malgré l'impact connu des fluides visqueux sur l'efficacité de la pompe centrifuge, il existe peu de littérature mesurant et comparant l'économie de l'application de différents types de pompes au pompage par pipeline d'huile visqueuse. Une configuration courante de pompe centrifuge de taille BB3 dans les services de pipeline, une pompe 8 x 10-13 à cinq étages et une pompe rotative à trois vis PD conçue pour le service de pipeline ont été testées. Les deux systèmes ont été évalués par rapport à une gamme de viscosités de fluide allant de 10 cSt (20 cSt dans le cas de la pompe PD en raison des limites de fonctionnement) à 500 cSt, afin de déterminer l'effet de l'augmentation de la viscosité sur l'efficacité, la puissance et, par conséquent, l'énergie. opex.

Le point nominal choisi représente une moyenne d'une cote populaire pour les installations de pompes de pipeline BB3 : 2 500 pieds (762 mètres), 3 300 gallons par minute (gpm) (750 mètres cubes par heure [m3/h]). La gravité spécifique du fluide a été fixée à 0,9. Il en résulte une exigence de pression différentielle de 976 livres par pouce carré (psi) (67,3 bar). Dans chaque cas, le point de fonctionnement (hauteur, débit et gravité spécifique [SG]) a été maintenu constant et la vitesse a été modifiée pour atteindre le point nominal. Pour la pompe centrifuge BB3, des roues de diamètre maximal ont été utilisées pour obtenir le meilleur rendement possible. Les tolérances de test API 610 ont été utilisées. La méthode de correction de la viscosité pour la pompe centrifuge BB3 était American National Standards Institute/Hydraulic Institute (ANSI/HI) 9.6.7 2015.

Les résultats de performance pour différentes viscosités sont présentés dans l'image 1.

Les formes des courbes d'efficacité diffèrent considérablement. L'efficacité de la pompe centrifuge BB3 diminue avec l'augmentation de la viscosité, de mi-80 % à mi-60 %. L'efficacité de la pompe à trois vis augmente pour atteindre un maximum à environ 50 cSt, puis diminue lentement. Cela est dû à l'interaction de deux mécanismes différents au sein de la pompe : le reflux (qui diminue avec une viscosité du fluide plus élevée) et les pertes par frottement (qui augmentent lentement avec une viscosité du fluide plus élevée).

La période de récupération est d'une seule année Les coûts énergétiques représentant la plus grande dépense d'exploitation, cette différence significative dans l'efficacité de la pompe a un impact énorme sur les résultats des exploitants de pipelines. L'image 2 montre comment les coûts annuels d'électricité seraient différents lors du fonctionnement des pompes 8 000 heures par an. L'ampleur des économies réalisées grâce à l'utilisation de pompes à trois vis sur de l'huile très visqueuse varie en fonction du coût local de l'électricité. Les coûts indiqués sont calculés en utilisant les coûts typiques de 2020 par kilowattheure (kWh) pour les utilisateurs d'électricité industriels, exprimés en dollars américains : 0,067 $ aux États-Unis, 0,117 $ au Brésil et 0,206 $ en Allemagne. Pour les pipelines de matériaux très visqueux et denses comme le pétrole lourd et le bitume, l'investissement dans la technologie de pompage à trois vis a un retour sur investissement positif. Ces pompes, qui fonctionnent de manière fiable pendant 25 à 30 ans, peuvent générer des économies annuelles d'énergie électrique supérieures aux coûts d'achat. Alors que la demande mondiale de pétrole stimule la croissance de l'extraction de pétrole lourd, les exploitants de pipelines doivent déterminer quelle combinaison de modification de la viscosité du pétrole brut et de technologie de pompage maintiendra leur opex la plus gérable.

Adam Brookie est responsable de l'ingénierie des applications chez CIRCOR Industrial Group. Pour plus d'informations, rendez-vous sur circorpt.com.