International audienceWe present reproducible experimental measurements for the onset of grain motion in laminar flow and find a constant critical Shields number for particle erosion, i.e., c = 0.12± 0.03, over a large range of small particle Reynolds number: 1.5 10 −5 Re p 0.76. Comparison with previous studies found in the literature is provided

Résumé -Étude de la rhéologie et des propriétés d'écoulement de suspensions d'hydrate de gaz -La production d'effluents en offshore profond pose un problème important de formation de particules d'hydrate de gaz. En effet, celles-ci peuvent conduire à un bouchage des lignes. Il est primordial de maîtriser cet aspect pour produire ces champs par grande profondeur d'eau. L'article présente différentes actions originales de l'IFP sur le contrôle des écoulements d'hydrate de gaz. Les développements d'additifs « antiagglomérant » ou la présence de tensioactifs naturels permettant de maintenir une dispersion des cristaux d'hydrate sont très prometteurs pour les champs complexes où les techniques classiques de prévention, comme l'isolation ou l'injection de méthanol, deviennent très difficiles. L'apparition de particules solides dans la phase liquide modifie les conditions d'écoulement. La perte de charge est contrôlée d'une part par le coefficient de friction pour les écoulements turbulents et par la viscosité apparente de la suspension pour le régime laminaire. Dans une première partie, les propriétés rhéologiques des suspensions d'hydrate sont analysées en fonction de la phase huile. Des expériences en boucle d'écoulement permettent, dans une seconde partie, d'examiner l'effet des particules d'hydrate sur le coefficient de frottement turbulent. L'effet dû à la présence de particules d'hydrate est analysé en termes de comportement rhéologique du système en régime laminaire et en termes de modification du coefficient de frottement en régime turbulent. Abstract -Rheological and Flow Properties of Gas Hydrate Suspensions

Carbon Capture and Storage (CCS) is a technique than can potentially limit the accumulation of greenhouse gases in the atmosphere. Well injectivity issues are of importance for CCS because the gas injection rate must be maintained at a high level (a million tonnes of CO 2 per year and per site) during the industrial operation period (30 to 40 years). The risk of altered permeability must therefore be determined in order to guarantee the sustainability and the security of the CO 2 geological storage. Injection of dry gas in deep saline aquifers might lead to near wellbore drying and salt precipitation. The solid salt might then reduce the rock permeability by clogging pores or by pore throat restriction. The objective of this paper is to present new experimental results on the drying of rocks induced by continuous injection of large amount of dry gas (N 2). The main goal of the study was to understand and model the physical processes that govern the decrease in water saturation in reservoir rocks. Two types of sandstone were used to study slow and fast drying rates and capillary effects on drying. The experimental results evince the main physical parameters that control the key mechanisms. In a companion paper in this issue (André et al., 2013), we show that the continuous approach in the context of a compositional two-phase flow model can fairly well predict the saturation evolution in the near wellbore and the alteration in permeability due to salt precipitation.

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The injection of CO 2 into geological reservoirs or deep saline aquifers is being studied to control global warming by limiting greenhouse gas emissions. CO is captured from exhaust gases in power plants or industrial units and stored in underground geological reservoirs. Return on experience withCO 2 injection in the oil industry clearly shows that injectivity problems can be encountered due to several mechanisms including mineral dissolution/ precipitationand physical alteration due to the complete desaturation of the near-wellbore zone. This study describes numerical modelling that is able to reproduce the experimental results of drying of brine-saturated sandstone cores by gas injection in the laboratory. The evolution of water and gas saturation profiles and the precipitation of salt inside the samples are followed with injection time. Numerical results agree well with experimental observations highlighting the key role played by capillary forces during the desiccation process (see the companion paper; Peysson et al., 2013). A tentative extrapolation of experimental results from laboratory scale to the near-well field scale is proposed. This approach is of major importance because it makes it possible to determine the optimal CO 2 injection flow rate according to both the intrinsic petrophysical properties of the porous medium and initial brine salinities.

Résumé -Étude expérimentale du transport de bruts lourds par lubrification pariétale -Le transport de matières épaisses joue un rôle important dans de nombreux secteurs économiques, notamment dans l'industrie pétrolière. En effet, les huiles lourdes présentent un grand intérêt pour le renouvellement des réserves d'hydrocarbures car l'ordre de grandeur des quantités en place serait proche des volumes connus d'huiles conventionnelles. Cependant, la très grande viscosité de ces produits complique largement leur exploitation et leur transport.Dans cette étude, nous proposons l'utilisation d'une technique de lubrification pariétale permettant une réduction importante de la perte de charge d'écoulement lors du transport des huiles lourdes. Cette technique est basée sur l'injection d'un fluide à faible viscosité susceptible de former une couche pariétale entre la paroi de la conduite et l'huile visqueuse formant le noyau de l'écoulement. La déformation du fluide se fait alors préférentiellement dans la couche pariétale de faible viscosité, engendrant ainsi une réduction de la perte de charge globale lors du transport. L'injection de lubrifiant ne se justifie que lorsque la viscosité du produit à pomper est largement supérieure à celle du produit injecté. On obtient alors un profil de vitesse de type « bouchon » dans le pipeline.Les résultats des essais de lubrification pour une huile lourde ont montré des taux de réduction des pertes de charge dépassant 90 %, comparés à ceux obtenus pour la même huile en écoulement non lubrifié. Cette technique permet donc d'envisager des réductions considérables de la puissance de pompage nécessaire pour le transport de pétrole fortement visqueux.Dans cette étude, nous avons analysé la modification de perte de charge engendrée par la lubrification pariétale ainsi que les différents paramètres de l'écoulement et nous avons mis en évidence le rôle important de la différence de densité entre l'huile et l'eau de lubrification. Abstract -Experimental Study of the Pipeline Lubrication for Heavy Oil Transport

We have studied the flow induced by a macroscopic spherical particle settling in a Laponite suspension that exhibits a yield-stress, thixotropy and shear-thinning. We show that the fluid thixotropy (or aging) induces an increase with time of both the apparent yield stress and shear-thinning properties but also a breaking of the flow fore-aft symmetry predicted in Hershel-Bulkley fluids (yield-stress, shear-thinning fluids with no thixotropy). We have also varied the stress exerted by the particles on the fluid by using particles of different densities. Although the stresses exerted by the particles are of the same order of magnitude, the velocity field presents utterly different features: whereas the flow around the lighter particle shows a confinement similar to the one observed in shear-thinning fluids, the wake of the heavier particle is characterized by an upward motion of the fluid ("negative wake"), whatever the fluid's age. We compare the features of this negative wake to the one observed in viscoelastic shear-thinning fluids (polymeric or micelle solutions). Although the flows around the two particles strongly differ, their settling behaviors display no apparent difference which constitutes an intriguing result and evidences the complexity of the dependence of the drag factor on flow field

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