CA2784427A1 - Method for extracting hydrocarbons - Google Patents
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Abstract
L'invention se rapporte à un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un réservoir comprenant la fourniture d'une installation comprenant au moins un puits appelé puits inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale s 'étendant dans le réservoir et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon, le puits comprenant en outre au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une pluralité de capteurs de température le long de la partie horizontale, au moins un capteur de pression dans le puits, une vanne d'injection de gaz située en surface sur le tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction à ouverture progressive, située en surface sur le tubage d'extraction, un automate relié aux différents capteurs, à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz. l'injection de gaz par le tubage d'injection de gaz dans le tubage d'extraction, l'extraction d'hydrocarbures par le tubage d'extraction, le contrôle de la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale. L'invention permet de stabiliser le fonctionnement de ces puits de manière efficace.The invention relates to a method for extracting hydrocarbons from a reservoir comprising the provision of an installation comprising at least one well called lower well comprising a substantially horizontal part extending into the reservoir and a substantially vertical part connecting the horizontal part at the surface, the horizontal and vertical parts being connected by a heel, the well further comprising at least one hydrocarbon extraction tubing and at least one gas injection tubing opening into the extraction tubing , a plurality of temperature sensors along the horizontal part, at least one pressure sensor in the well, a gas injection valve located on the surface on the injection tubing and controlling the gas injection rate, a progressive opening extraction nozzle, located on the surface on the extraction casing, a PLC connected to the various sensors, to the nozzle located on the extraction casing e t to the gas injection valve. injection of gas through the gas injection pipe into the extraction pipe, extraction of hydrocarbons through the extraction pipe, control of the extraction nozzle and of the gas injection valve as a function of the difference between a temperature measured along the horizontal part and the vaporization temperature calculated as a function of a pressure measured along the horizontal part. The invention makes it possible to stabilize the operation of these wells effectively.
Description
WO 2011/07395 WO 2011/07395
2 PCT/IB2010/055906 PROCEDE D'EXTRACTION D'HYDROCARBURES
La présente invention concerne un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un réservoir et une installation d'extraction d'hydrocarbures.
Le réservoir en question est susceptible de comporter des huiles visqueuses.
De façon conventionnelle, en reprenant les définitions de l'US Geological Survey (Institut Géologique Américain), on appelle huile lourde (en anglais heavy oil) une huile dont la densité est inférieure à 22 API et la viscosité supérieure à
100cP, on appelle huile extra-lourde (en anglais extra heavy oil) une huile dont la densité est inférieure à 10 API et la viscosité supérieure à 100cP, et on appelle bitume (en anglais tar) une huile dont la densité est comprise entre 7 API et 12 API et dont la viscosité est supérieure à 10 000cP.
La viscosité d'une huile varie en fonction de la pression et de la température auxquelles elle est soumise. Ainsi, plus la température augmente et plus la viscosité
de l'huile diminue. On appelle viscosité in situ la viscosité d'une huile aux conditions de pression et de température rencontrées dans le réservoir.
Seules les huiles dont la viscosité in situ est suffisamment basse pourront être produites par pompage à froid . Ces huiles sont qualifiées d'huiles mobiles. Au-delà d'une certaine viscosité, et notamment pour les valeurs de viscosité
rencontrées pour les huiles lourdes, les huiles extra-lourdes et les bitumes, d'autres procédés doivent être mis en oeuvre, comme les procédés thermiques qui consistent à
injecter de la vapeur d'eau dans le réservoir. La chaleur latente de la vapeur d'eau est cédée au réservoir par condensation de la vapeur. L'augmentation de température du réservoir diminue la viscosité de l'huile, et par conséquence facilite sa mobilité dans le réservoir.
Le SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) est un procédé de récupération thermique des huiles peu ou pas mobiles reposant sur le mécanisme de drainage gravitaire. Applicable pour des huiles lourdes, des huiles extra-lourdes et pour des bitumes, le procédé SAGD utilise un ensemble de paires de puits horizontaux répartis relativement régulièrement dans le réservoir. Par paire de puits, on entend un puits injecteur de vapeur foré approximativement 5m au dessus d'un puits producteur.
Chaque puits mesure plusieurs centaines de mètre de long, et chaque paire est espacée typiquement de 100 à 150m de la paire suivante. La vapeur est injectée de façon continue dans le puits supérieur (ou puits injecteur), développant une chambre de vapeur autour du puits injecteur. L'huile et la vapeur condensées s'écoulent par gravité le long des murs de la chambre de vapeur, jusqu'au puits inférieur d'où ils sont extraits par pompage. Pour l'extraction des bitumes, une phase initiale de préchauffage du réservoir par circulation de vapeur dans les deux puits est nécessaire pour assurer la communication entre les deux puits. Le SAGD est notamment décrit dans la demande de brevet CAl 130201.
L'injection de vapeur permet de réduire la viscosité des hydrocarbures, afin d'en augmenter la mobilité pour en favoriser l'extraction. Cependant, la pression dans le réservoir n'étant pas suffisante pour permettre la production des hydrocarbures, les puits peuvent être activés par des moyens de pompage, comme par exemple des pompes volumétriques de type PCP. Une alternative classique au pompage consiste à injecter dans le puits producteur un gaz qui provoque l'allégement de la colonne d'huile. Un tel procédé est appelé en anglais gas lift .
Ce procédé est décrit par exemple dans la demande de brevet FR-A-2 672 936.
L'application spécifique du gas lift aux puits SAGD est décrite dans la publication SPE SPE/PS/CHOA 117489.
Il est par ailleurs connu de piloter automatiquement les puits SAGD activés par pompage plutôt que par gas lift . La demande FR 0901969 du 23 avril 2009 décrit le pilotage de puits SAGD activés par pompage, la vitesse de la pompe étant contrôlée en fonction de la différence entre la température mesurée à l'entrée de la pompe d'une part, et la température de vaporisation calculée en fonction de la pression mesurée à l'entrée de la pompe d'autre part.
Le pilotage des puits activés par gas lift pose des problèmes particuliers, notamment l'effet de Steam Flashing . On appelle Steam Flashing la vaporisation de l'eau par ébullition sous l'effet d'une baisse de la pression.
Ainsi, dans le puits producteur, la pression diminuant fortement en s'approchant de la surface, les risques de steam flashing sont élevés, notamment lorsque le fluide garde une température élevée. Cependant, le Steam Flashing dans la partie supérieure du puits producteur peut être bénéfique car il participe à
l'allégement du fluide dans le puits. Toutefois, le steamflashing étant un phénomène qui s'entretient de lui-même, des instabilités peuvent être créées qui se traduisent par une production par bouchons .
La vaporisation de l'eau augmente la phase gazeuse et donc réduit le contenu liquide dans le tubage. Dans ce cas, ou pour d'autres causes d'instabilité, la baisse de pression dans la partie horizontale du puits peut induire une pénétration de la vapeur de la chambre de vapeur directement du puits supérieur vers le puits inférieur. Ce phénomène appelé channeling doit être évité : en effet, si la vapeur passe directement du puits supérieur au puits inférieur, la chambre de vapeur ne se développera pas de façon homogène, ce qui risque d'entraîner une diminution de la récupération d'huile puisque certaines zones du réservoir ne seront plus drainées. Le channeling est un problème récurrent pour les réservoirs exploités en SAGD. 2 PCT / IB2010 / 055906 PROCESS FOR EXTRACTING HYDROCARBONS
The present invention relates to a process for extracting hydrocarbons from a reservoir and a hydrocarbon extraction facility.
The tank in question is likely to include viscous oils.
Of conventional way, using the definitions of the US Geological Survey (American Geological Institute), we call heavy oil (in heavy English oil) oil with a density below 22 API and viscosity greater than 100cP, one called extra heavy oil (an extra heavy oil) an oil whose density is less than 10 API and the viscosity greater than 100cP, and is called bitumen (in English tar) an oil whose density is between 7 APIs and 12 APIs and whose viscosity is greater than 10,000cP.
The viscosity of an oil varies with pressure and temperature to which it is subject. Thus, the higher the temperature, the more the viscosity oil decreases. In situ viscosity is the viscosity of an oil at pressure and temperature conditions encountered in the tank.
Only oils whose viscosity in situ is sufficiently low will be to be produced by cold pumping. These oils are called oils mobile. At-beyond a certain viscosity, and especially for the viscosity values encountered for heavy oils, extra-heavy oils and bitumens, others processes should be implemented, such as thermal processes that consist of inject water vapor in the tank. The latent heat of the water vapor is assigned to the tank by condensation of steam. The temperature increase of the tank decreases the viscosity of the oil, and consequently facilitates its mobility in The reservoir.
Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) is a recovery process thermal oils with little or no motions based on the drainage mechanism gravity. Applicable for heavy oils, extra-heavy oils and for some bitumen, the SAGD process uses a set of horizontal well pairs distributed relatively regularly in the tank. By pair of wells, we mean a well Steam injector drilled approximately 5m above a producing well.
Each well is several hundred meters long, and each pair is typically spaced 100 to 150m from the next pair. Steam is injected of continuously in the upper well (or injector well), developing a bedroom of steam around the injector well. Condensed oil and steam flow through gravity along the walls of the steam chamber, down to the lower well from where they are pumped out. For the extraction of bitumens, an initial phase of Preheating the tank by steam circulation in both wells is necessary to ensure communication between the two wells. The SAGD is notably described in the patent application CAl 130201.
Steam injection reduces the viscosity of hydrocarbons so to increase mobility to promote extraction. However, pressure in the tank is not sufficient to allow the production of hydrocarbons, wells can be activated by means of pumping, such as for example volumetric pumps PCP type. A classic alternative to pumping involves injecting into the producing well a gas that causes the lightening of the oil column. Such a process is called in English gas lift.
This process is described for example in the patent application FR-A-2 672 936.
The specific application of gas lift to SAGD wells is described in publication SPE SPE / PS / CHOA 117489.
It is also known to automatically control the activated SAGD wells by pumping rather than gas lift. The application FR 0901969 of April 23, 2009 described the piloting of pump-activated SAGD wells, the speed of the pump being controlled according to the difference between the temperature measured at the entrance of the pump on the one hand, and the vaporization temperature calculated according to the pressure measured at the inlet of the pump on the other hand.
The piloting of wells activated by gas lift poses particular problems, especially the effect of Steam Flashing. We call Steam Flashing the vaporization of the water by boiling under the effect of a drop in pressure.
Thus, in the producing well, the pressure decreasing sharply in approaching the surface, the risks of steam flashing are high, especially when the fluid keeps a high temperature. However, the Steam Flashing in the upper part of the producing well may be beneficial because it participates in the lightening of the fluid in the well. However, steamflashing being a phenomenon self-sustaining, instabilities can be created that translate by a production by plugs.
The vaporization of the water increases the gaseous phase and therefore reduces the content liquid in the casing. In this case, or for other causes of instability, the drop of pressure in the horizontal part of the well can induce penetration of steam the steam chamber directly from the upper well to the well inferior. This phenomenon called channeling must be avoided: indeed, if steam passes directly from the upper well to the lower well, the steam chamber does not will not develop homogeneously, which may lead to a decrease in the oil recovery since some areas of the tank will no longer be drained. The channeling is a recurring problem for tanks operated in SAGD.
3 Le risque de steam flashing est un problème typique des puits activés par gas lift. Pour les puits activés par pompage, par contre, une pression est conférée par la pompe aux hydrocarbures dans la colonne d'extraction. La pression augmente donc sensiblement tout au long de la colonne d'extraction, ce qui limite les risques de steam flashing. Le risque de Steam Flashing n'est pas spécifique aux puits activés par gas lift : on peut rencontrer ce problème également dans les puits très profonds.
Le risque de Steam Flashing est cependant amplifié dans les puits activés par gas lift.
La simple vaporisation de l'eau pour saturer la phase gazeuse provoquée par la baisse de la pression, sans atteindre la pression de saturation, augmente également la phase vapeur, mais moins violemment.
Donc même si le Steam Flashing et la simple vaporisation peuvent être favorables dans la partie verticale de la colonne d'extraction (car, comme le gaz injecté pour le gas lift, l'eau vaporisée participe à l'allègement de la colonne), il est souhaitable de les contrôler pour les réservoirs exploités par drainage gravitaire, pour éviter les instabilités. Dans le cas particulier où il y a deux colonnes d'extraction, une au talon et une à l'orteil de la partie horizontale du puits, le contrôle est encore plus complexe.
D'autres mécanismes augmentent les instabilités sur les puits en gas lift en SAGD : variation de la température dans l'aire de drainage ou du débit de fluides entrant en bas du puits.
Il y a donc un besoin pour un procédé d'extraction d'hydrocarbures, en particulier d'huiles lourdes, permettant de stabiliser le fonctionnement de ces puits de manière efficace.
Pour cela, l'invention propose un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un réservoir comprenant - la fourniture d'une installation comprenant au moins un puits appelé puits inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon, le puits comprenant en outre au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une pluralité de capteurs de température le long de la partie horizontale, au moins un capteur de pression dans le puits, une vanne d'injection de gaz située en surface sur le tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction à ouverture progressive, située en surface sur le tubage d'extraction, un automate relié aux différents capteurs, à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz, - l'injection de gaz par le tubage d'injection de gaz dans le tubage d'extraction, - l'extraction d'hydrocarbures par le tubage d'extraction, 3 The risk of steam flashing is a typical problem with gas-activated wells lift. For wells activated by pumping, on the other hand, a pressure is conferred by the hydrocarbon pump in the extraction column. The pressure is increasing therefore substantially throughout the extraction column, which limits the risks of steam flashing. The risk of Steam Flashing is not specific to wells activated by gas lift: we can meet this problem also in very wells deep.
The risk of Steam Flashing is, however, amplified in wells activated by gas lift.
The simple vaporization of water to saturate the gaseous phase caused by the lowering of the pressure, without reaching the saturation pressure, increases also the vapor phase, but less violently.
So even if the Steam Flashing and the simple vaporization can be favorable in the vertical part of the extraction column (because, as the gas injected for the gas lift, the vaporized water contributes to the lightening of the column), it is desirable to control for tanks operated by drainage gravity, for avoid instabilities. In the particular case where there are two columns extraction, a at the heel and one to the toe of the horizontal portion of the well, control is even more complex.
Other mechanisms increase instabilities on gas lift wells in SAGD: Temperature variation in the drainage area or flow rate fluid entering the bottom of the well.
There is therefore a need for a hydrocarbon extraction process, in particular of heavy oils, allowing the stabilization of the functioning of these wells efficient manner.
For this purpose, the invention proposes a process for extracting hydrocarbons from a tank comprising - the supply of an installation comprising at least one well lower part comprising a substantially horizontal portion extending into the tank and a substantially vertical portion connecting the horizontal portion to the surface, horizontal and vertical parts being connected by a heel, the well further comprising at least one hydrocarbon extraction casing and at least one casing injection gas opening into the extraction casing, a plurality of temperature along the horizontal part, at least one pressure sensor in the well, a gas injection valve located on the surface of the casing Injection and controlling the rate of gas injection, an opening extraction choke progressive located on the surface of the extraction casing, an automaton connected to the different sensors, to the choke located on the extraction casing and the gas injection valve, the injection of gas by the gas injection casing into the casing extraction, the extraction of hydrocarbons by the extraction casing,
4 - le contrôle de la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale.
Selon une variante, le puits comprend en outre - un deuxième tubage d'extraction et un deuxième tubage d'injection de gaz débouchant dans le deuxième tubage d'extraction, le premier tubage d'extraction débouchant au talon et le deuxième tubage d'extraction débouchant à
l'extrémité de la partie horizontale appelée orteil qui n'est pas reliée à la partie verticale du puits, - une deuxième vanne d'injection de gaz située en surface sur le deuxième tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz dans le deuxième tubage d'injection de gaz, - une deuxième duse d'extraction à ouverture progressive, située en surface sur le deuxième tubage d'extraction, le procédé comprenant en outre - l'injection de gaz par le deuxième tubage d'injection de gaz dans le deuxième tubage d'extraction ;
- l'extraction d'hydrocarbures par le deuxième tubage d'extraction ;
- le contrôle de l'ouverture de la deuxième duse d'extraction et de la deuxième vanne d'injection de gaz en fonction de ladite différence entre la température mesurée en une position le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale.
Selon une variante, la pression retenue est choisie dans le groupe comprenant - la pression mesurée au niveau du talon, - si l'installation comprend un capteur de pression au talon et à l'orteil, la pression mesurée au niveau du talon et de l'orteil, la pression la plus basse étant retenue pour déterminer la température de vaporisation, - si l'installation comprend des capteurs le long de la partie horizontale, la pression mesurée le long de la partie horizontale, la pression la plus basse étant retenue pour déterminer la température de vaporisation.
Selon une variante, la température est la température au niveau du talon ou la température la plus élevée le long de la partie horizontale du puits inférieur.
Selon une variante, le procédé comprend en outre - la comparaison de la différence des températures avec une valeur de consigne, et, si la différence des températures est supérieure à la valeur de consigne, - l'ouverture de la première duse et, le cas échéant, de la deuxième duse, est augmentée, et - l'ouverture de la première vanne et, le cas échéant, de la deuxième vanne est augmentée.
Selon une variante, l'ouverture de l'une ou l'autre des duses et l'ouverture de l'une ou l'autre des vannes sont privilégiées selon la position le long de la partie 4 - control of the extraction choke and the gas injection valve in function of the difference between a temperature measured along the part horizontal and the vaporization temperature calculated according to a pressure measured along the horizontal part.
According to a variant, the well further comprises a second extraction casing and a second gas injection casing opening into the second extraction casing, the first casing extraction opening at the heel and the second extraction casing leading to the end of the horizontal part called toe that is not connected to the part vertical of the well, a second gas injection valve located on the surface on the second injection tubing and controlling the gas injection flow in the second casing gas injection, a second extraction aperture with progressive opening, situated on the surface sure the second extraction casing, the method further comprising the injection of gas by the second gas injection casing into the second extraction casing;
the extraction of hydrocarbons by the second extraction casing;
- the control of the opening of the second extraction choke and the second gas injection valve according to said difference between the temperature measured in a position along the horizontal part and the temperature of vaporization calculated according to a measured pressure along the part horizontal.
According to a variant, the pressure selected is chosen from the group comprising - the pressure measured at the level of the heel, - if the installation includes a pressure sensor at the heel and toe, the pressure measured at the heel and toe, the lowest pressure being retained to determine the vaporization temperature, - if the installation includes sensors along the horizontal part, the pressure measured along the horizontal part, the lowest pressure being retained to determine the vaporization temperature.
According to one variant, the temperature is the temperature at the heel or the highest temperature along the horizontal part of the well inferior.
According to a variant, the method furthermore comprises the comparison of the difference of the temperatures with a value of setpoint, and, if the temperature difference is greater than the value of setpoint - the opening of the first choke and, where appropriate, the second choke, is increased, and - the opening of the first valve and, if applicable, the second valve is increased.
According to one variant, the opening of one or the other of the chokes and the opening of one or the other of the valves are preferred according to the position along the part
5 horizontale du puits inférieure à laquelle la température la plus élevée est mesurée.
Selon une variante, la pression correspondant à la valeur de consigne de la différence des températures est convertie en une consigne de pression de fond appliquée au talon du puits inférieur.
Selon une variante, le procédé comprend en outre une étape de calcul de la vitesse de variation de la différence des températures pour l'ensemble des capteurs de température de l'installation, et, si la vitesse de variation en un point de la partie horizontale du puits inférieur dépasse un seuil prédéterminé pendant une durée supérieure à un seuil prédéterminé, l'ouverture des premières duse et vanne et, le cas échéant, l'ouverture des deuxièmes duse et vanne, sont diminuées.
Selon une variante, le procédé comprend en outre - la comparaison de la différence des températures avec une valeur critique, et si l'écart entre la différence des températures et la valeur critique est inférieur à un seuil prédéterminé, - l'ouverture de la première vanne et, le cas échéant, de la deuxième vanne, est diminuée, et - l'ouverture de la première duse et, le cas échéant, de la deuxième duse, est diminuée.
Selon une variante, l'ouverture d'une des vannes est privilégiée par rapport à
l'autre des vannes, et l'ouverture de l'une des duses est privilégiée par rapport à
l'autres des duses.
Selon une variante, l'installation comprend en outre - un puits supérieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir parallèlement à la partie horizontale du puits inférieur et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale du puits supérieur étant reliées par un talon, le puits supérieur comprenant en outre un ou deux tubages d'injection de vapeur dans le réservoir, le procédé comprenant en outre - la réduction d'injection de vapeur dans le tubage du puits supérieur correspondant au tubage dans le puits inférieur pour lequel est privilégié la diminution de l'ouverture de la vanne et de la duse.
L'invention se rapporte aussi à une installation pour la mise en oeuvre du procédé tel que décrit précédemment, comprenant au moins un puits appelé puits inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir 5 lower well at which the highest temperature is measured.
According to one variant, the pressure corresponding to the set value of the temperature difference is converted to a background pressure setpoint applied to the heel of the lower well.
According to a variant, the method further comprises a step of calculating the rate of change of the temperature difference for all sensors temperature of the installation, and, if the speed of variation at a point Of the game of the lower well exceeds a predetermined threshold for a period of greater than a predetermined threshold, the opening of the first chokes and valve and, the case where appropriate, the opening of the second choke and valve are reduced.
According to a variant, the method furthermore comprises the comparison of the temperature difference with a critical value, and if the difference between the temperature difference and the critical value is less than one predetermined threshold, opening the first valve and, if appropriate, the second valve, is diminished, and - the opening of the first choke and, where appropriate, the second choke, is decreased.
According to a variant, the opening of one of the valves is preferred over the other of the valves, and the opening of one of the chokes is privileged by report to others cheat.
According to a variant, the installation also comprises an upper well comprising a substantially horizontal portion extending in the tank parallel to the horizontal part of the lower well and a part substantially vertical connecting the horizontal part to the surface, the parts horizontal and vertical of the upper well being connected by a heel, the upper well further comprising one or two steam injection casings in the tank, the method further comprising - the reduction of steam injection into the casing of the upper well corresponding to the casing in the lower well for which is preferred the decreased opening of the valve and the choke.
The invention also relates to an installation for the implementation of the method as described above, comprising at least one well called well lower part comprising a substantially horizontal portion extending into the tank
6 et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon, le puits comprenant en outre au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une pluralité de capteurs de température le long de la partie horizontale, au moins un capteur de pression dans le puits, une vanne d'injection de gaz située en surface sur le tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction à ouverture progressive, située en surface sur le tubage d'extraction, un automate relié aux différents capteurs, à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz, l'automate contrôlant la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale.
Selon une variante, l'installation comprend en outre un puits supérieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir parallèlement à la partie horizontale du puits inférieur et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale du puits supérieur étant reliées par un talon, le puits supérieur comprenant en outre un ou deux tubages d'injection de vapeur dans le réservoir.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description détaillée qui suit des modes de réalisation de l'invention, donnés à titre d'exemple uniquement et en références aux dessins qui montrent :
- figure 1, une vue schématique d'une installation selon l'invention ;
- figure 2, une vue schématique d'un puits inférieur selon un autre exemple que celui de la figure 1 ;
- figure 3, un graphique relatif à la saturation de l'eau.
L'invention se rapporte à un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un réservoir à l'aide d'une installation comprenant un puits inférieur (ou puits producteur). Le puits inférieur comprend une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon.
Le puits inférieur comprend en outre au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection de gaz débouchant dans le tubage d'extraction. Une vanne d'injection de gaz est située en surface sur le tubage d'injection et contrôle le débit d'injection de gaz. Une duse d'extraction à
ouverture progressive est située en surface sur le tubage d'extraction. Le procédé
comprend le contrôle de l'ouverture de la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie 6 and a substantially vertical portion connecting the horizontal portion to the surface, horizontal and vertical parts being connected by a heel, the well further comprising at least one hydrocarbon extraction casing and at least one casing injection gas opening into the extraction casing, a plurality of temperature along the horizontal part, at least one pressure sensor in the well, a gas injection valve located on the surface of the casing Injection and controlling the rate of gas injection, an opening extraction choke progressive located on the surface of the extraction casing, an automaton connected to the different sensors, to the choke located on the extraction casing and the gas injection valve, PLC
controlling the extraction choke and the gas injection valve in function of the difference between a temperature measured along the horizontal part and the vaporization temperature calculated as a function of a pressure measured on along the horizontal part.
According to a variant, the installation also comprises a top well comprising a substantially horizontal portion extending into the reservoir parallel to the horizontal part of the lower well and a part sensibly vertical connecting the horizontal part to the surface, the horizontal parts and vertical of the upper well being connected by a heel, the upper well comprising in addition one or two steam injection casings in the tank.
Other features and advantages of the invention will become apparent reading from the detailed description which follows of the embodiments of the invention, given as example only and with reference to the drawings which show:
- Figure 1, a schematic view of an installation according to the invention;
FIG. 2, a schematic view of a lower well according to another example than that of Figure 1;
- Figure 3, a graph relating to the saturation of water.
The invention relates to a process for extracting hydrocarbons from a reservoir using an installation comprising a lower well (or well producer). The lower well comprises a substantially horizontal portion extending into the reservoir and a substantially vertical portion connecting the part horizontally on the surface, the horizontal and vertical parts being connected by a heel.
The lower well further comprises at least one extraction casing of hydrocarbons and at least one gas injection casing opening into the casing extraction. A gas injection valve is located on the surface of the casing injection and controls the rate of gas injection. A choke of extraction to opening progressive is located on the surface of the extraction casing. The process includes the control of the opening of the extraction choke and the injection valve of gas in function of the difference between a temperature measured along the part
7 horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale.
Ceci permet de maintenir un soutirage maximum d'hydrocarbures, c'est-à-dire maintenir la duse d'extraction située sur le tubage d'extraction ouverte au maximum et avoir un débit de gaz optimum, tout en évitant les problèmes de Steam Flashing et de Channeling. Cela permet de stabiliser le fonctionnement de ces puits de manière efficace.
Pour cela, et comme cela sera décrit par la suite, la valeur de différence de température peut être maintenue la plus basse possible. Cependant, une diminution de la valeur de différence de température induit des risques de Steam Flashing et de Channeling. Il est donc souhaitable de piloter l'ouverture de la duse de production et de la vanne d'injection de gaz en fonction des valeurs de différence de température calculées.
La figure 1 montre un réservoir 10 avec deux puits 12, 112. Le premier puits 12 est un puits injecteur de vapeur et le deuxième puits 112 est un puits producteur d'hydrocarbures. Le puits producteur 112 est situé plus bas dans le réservoir que le puits injecteur 12. Les puits 12 et 112 sont par exemple distants d'environ 5 à 8 mètres.
Le réservoir 10 souterrain contient des hydrocarbures peu ou pas mobiles, comme par exemple des huiles lourdes, des huiles extra-lourdes ou des bitumes.
Chaque puits comporte deux extrémités, une extrémité supérieure située en surface et une extrémité inférieure située dans le réservoir. Le puits comporte en outre deux parties distinctes, à savoir une partie 14, 114 verticale ou légèrement inclinée par rapport à la verticale, reliée à l'extrémité supérieure du puits et une partie 16, 116 sensiblement horizontale et reliée à l'extrémité inférieure du puits. Une jonction ou talon 48, 148 (pour heel en anglais) permet le raccordement des parties sensiblement verticales 14, 114 aux parties sensiblement horizontales 16, 116.
La partie du puits 14, 114 sensiblement verticale est revêtue d'un cuvelage continu. La partie 16, 116 sensiblement horizontale est revêtue d'un cuvelage discontinu, c'est à
dire comportant des perforations autorisant, pour le puits injecteur 12, le passage de vapeur depuis le puits injecteur vers le réservoir et pour le puits producteur le passage d'hydrocarbures du réservoir vers l'intérieur du puits producteur 112.
On peut aussi envisager un puits présentant une architecture différente, avec une unique partie 16, 116 sensiblement horizontale lorsque le terrain est en pente.
Le puits 12 peut comporter un seul tubage d'injection de vapeur. Le puits 12 peut également comporter deux tubages : un premier tubage d'injection 18 et un deuxième tubage d'injection 20. La géométrie des tubages peut varier. Selon l'exemple de la figure 1, les deux tubages sont parallèles entre eux. Le premier 7 horizontal and the vaporization temperature calculated according to a pressure measured along the horizontal part.
This makes it possible to maintain a maximum withdrawal of hydrocarbons, that is to say maintain the extraction choke located on the extraction casing open at maximum and have an optimum gas flow, while avoiding the problems of Steam Flashing and of Channeling. This helps stabilize the operation of these wells.
way effective.
For this, and as will be described later, the difference value of temperature can be kept as low as possible. However, a decrease the value of temperature difference induces risks of Steam Flashing and of Channeling. It is therefore desirable to control the opening of the choke of production and of the gas injection valve according to the difference values of temperature calculated.
FIG. 1 shows a reservoir 10 with two wells 12, 112. The first well 12 is a steam injector well and the second well 112 is a well producer hydrocarbons. Producer well 112 is located lower in the reservoir that the Injector well 12. Wells 12 and 112 are, for example, approximately 5 at 8 meters.
The underground reservoir contains hydrocarbons with little or no mobility, such as heavy oils, extra-heavy oils or bitumens.
Each well has two ends, an upper end located in surface and a lower end located in the tank. The well also comprises two separate parts, namely a vertical portion 14, 114 or slightly inclined by vertically, connected to the upper end of the well and partly 16, 116 substantially horizontal and connected to the lower end of the well. A
junction or heel 48, 148 (for heel in English) allows the connection of the parts substantially vertical 14, 114 to substantially horizontal portions 16, 116.
The portion of the well 14, 114 substantially vertical is lined with a casing continued. The part 16, 116 substantially horizontal is coated with a discontinuous casing, it's up to with perforations allowing, for the injector well 12, the passage of steam from the injector well to the reservoir and the producing well the hydrocarbon passage from the reservoir to the interior of the producing well 112.
We can also consider a well with a different architecture, with a unique part 16, 116 substantially horizontal when the terrain is sloping.
The well 12 may comprise a single steam injection tubing. Well 12 may also comprise two casings: a first injection casing 18 and a second injection casing 20. The geometry of the casings may vary. according to the example of Figure 1, the two casings are parallel to each other. The first
8 tubage 18 s'étend depuis l'extrémité supérieure du puits injecteur 12 jusqu'à
l'extrémité inférieure du puits injecteur 12, également appelée orteil 50 (ou toe en anglais). Le deuxième tubage 20 s'étend depuis l'extrémité supérieure du puits injecteur 12 jusqu'aux environs du talon raccordant les parties 14 et 16. Le premier tubage 18 est donc plus long que le deuxième tubage 20. De la vapeur peut être injectée dans les deux tubages d'injection 18, 20. Du fait de la différence de longueur des tubages 18 et 20, la vapeur est injectée à la fois au talon 48 et à
l'orteil 50 du puits injecteur 12 vers le réservoir, ce qui assure une bonne répartition de la vapeur dans la zone du réservoir située à proximité de la partie horizontale du puits injecteur 12.
Une autre architecture de puits supérieur 12 est envisageable selon laquelle les tubages d'injection 18, 20 sont concentriques. Par exemple, le tubage 18, dont l'extrémité se trouve au niveau de l'extrémité inférieure du puits d'injection 12 est situé dans le tubage 20. Le tubage 18 s'étend donc au-delà du tubage 20.
Dans une autre architecture de puits, le puits d'injection 12 ne comprend qu'un seul tubage 18, dont l'extrémité inférieure se situe aux deux tiers de la distance séparant le talon de l'extrémité inférieure du puits 12. Des perforations sont prévues dans le tubage 18 entre le talon et l'extrémité inférieure du tubage 18, de façon à
permettre l'injection de vapeur dans le réservoir et le développement de la chambre de vapeur.
Les tubages 18, 20 du puits injecteur 12 sont équipés de duses 22, 24 qui permettent le contrôle du débit d'injection de vapeur. Ainsi, la duse 22 permet le contrôle du débit d'injection dans le tubage 18, et la duse 24 permet le contrôle du débit d'injection dans le tubage 20. Les duses 22 et 24 sont à ouverture réglable, ce qui permet de régler précisément le débit dans les tubages 18, 20. L'ouverture réglable des duses permet une commande continue des duses. Ainsi, plutôt que d'ouvrir les dures palier par palier, de manière séquentielle, les duses sont contrôlées en permanence en ouverture ou fermeture selon la réaction du puits.
La figure 1 montre un exemple de puits producteur 112. Le puits producteur 112 comporte au moins un premier tubage 120, de préférence également un deuxième tubage 122, au moyen desquels les hydrocarbures extraits du réservoir sont remontés vers la surface. L'extrémité supérieure des tubages d'extraction 120, est située en surface. L'extrémité inférieure du tubage d'extraction 120 est située au niveau du talon 148 ou plus avant dans le puits inférieur, comme par exemple à
mi-chemin entre le talon 148 et l'extrémité inférieure 150 du puits producteur.
L'extrémité inférieure du tubage d'extraction 122 est située au niveau de l'orteil 150 du puits producteur. Des perforations peuvent être prévues le long des tubages d'extraction 120, 122 avec un système de diversion, pour contrôler la répartition du 8 casing 18 extends from the upper end of the injector well 12 to the lower end of the injector well 12, also called the toe 50 (or toe in English). The second casing 20 extends from the upper end of the well injector 12 to the vicinity of the heel connecting the parts 14 and 16. The first casing 18 is therefore longer than the second casing 20. Steam can be injected into the two injection casings 18, 20. Because of the difference in length casings 18 and 20, the steam is injected both at the heel 48 and at the toe 50 of injector well 12 to the reservoir, which ensures a good distribution of steam in the tank area near the horizontal part of the well injector 12.
Another architecture of upper well 12 is conceivable according to which the injection casings 18, 20 are concentric. For example, casing 18, which the end is at the lower end of the injection well 12 is located in the casing 20. The casing 18 thus extends beyond the casing 20.
In another well architecture, the injection well 12 does not include one only casing 18, whose lower end is two-thirds of the distance separating the heel from the lower end of the well 12. Punctures are provided in the casing 18 between the heel and the lower end of the casing 18, way to allow the injection of steam into the reservoir and the development of the bedroom of steam.
The casings 18, 20 of the injector well 12 are equipped with chokes 22, 24 which allow control of the steam injection rate. So, the choke 22 allows the control of the injection flow in the casing 18, and the choke 24 allows the control of injection rate in the casing 20. The chokes 22 and 24 are opening adjustable, this which allows to precisely regulate the flow in the casings 18, 20. The opening adjustable chimes allows continuous control of the chokes. So rather than to open the hard landing step by step, sequentially, the cheats are controlled continuously opening or closing depending on the reaction of the well.
Figure 1 shows an example of a producing well 112. The producing well 112 has at least one first casing 120, preferably also one second casing 122, by means of which the hydrocarbons extracted from the reservoir are raised to the surface. The upper end of the extraction casings 120, is located on the surface. The lower end of the extraction casing 120 is located at level of the heel 148 or more in the lower well, such as mid-path between the heel 148 and the lower end 150 of the producing well.
The lower end of the extraction casing 122 is located at the level of the toe 150 producing well. Punctures may be provided along the casings extraction 120, 122 with a diversion system, to control the distribution of
9 soutirage le long du drain. L'extrémité inférieure des tubages d'extraction 120, 122 est immergée dans les hydrocarbures provenant du réservoir et ayant pénétré
dans le puits producteur 112 tout au long de la partie sensiblement horizontale 116.
Une première duse 124 et une deuxième duse 125 sont situées respectivement sur le tubage 120 et sur le tubage 122, à l'extrémité supérieure du puits pour contrôler le débit d'hydrocarbures, notamment pour éviter l'apparition de bouchons au niveau des installations de surface.
Le puits producteur 112 comporte en outre des premiers et deuxièmes tubages d'injection de gaz 130, 132 respectivement dans les tubages 120 et 122. Les tubages 130, 132 d'injection débouchent dans les tubages d'extraction 120, 122 au niveau du talon 148. Selon la figure 1, les tubages d'injection 130, 132 sont à
l'intérieur des tubages d'extraction 120, 122. Les tubages d'extraction 120, 122 forment un espace annulaire autour des tubages d'injection 130, 132. Lorsque la pression dans les tubages d'injection de gaz 130, 132 dépasse celle des hydrocarbures dans les tubages d'extraction 120, 122, le gaz pénètre selon les flèches 152, 154 dans les tubages d'extraction 120, 122 et déplace les hydrocarbures vers la tête du puits producteur 112.
Une vanne 126 et une vanne 127 sont situées respectivement sur le tubage d'injection 130 et sur le tubage d'injection 132, à l'extrémité supérieure du puits pour contrôler le débit d'injection de gaz.
L'installation comprend en outre au moins un capteur de température 190 au niveau du talon 148. De préférence, une information sur la température est fournie le long du puits producteur 112, dans sa partie horizontale 116. L'information de température peut être fournie par une pluralité de capteurs ou par une fibre optique 190 DTS ( Distributed Température Sensing en anglais).
Au moins un capteur de pression 200 est situé au niveau du talon 148. Le capteur 200 est préférentiellement sous la forme d'un bulle à bulle, destiné à
mesurer la pression au niveau du talon 148. Il est aussi envisageable de prévoir un autre capteur 202 de pression au niveau de l'orteil 150. L'avantage des deux capteurs 200, 202 est de pouvoir mieux moduler l'extraction par les deux tubages 120, 122.
Chaque tubage d'extraction 120, 122 peut être pourvu d'un capteur de pression 204, 206 en surface.
L'installation est pourvue d'un automate 11 permettant de commander et de contrôler le fonctionnement de l'installation. Notamment, l'automate 11 est relié aux différents éléments de l'installation. Par exemple, l'automate 11 peut envoyer des signaux vers les duses et vannes et recevoir des signaux des capteurs. Pour plus de clarté, la liaison entre l'automate et les différents éléments de la figure 1 est schématisée par une flèche 13. L'automate 11 est susceptible d'agir sur l'ouverture et la fermeture des duses et vannes.
La figure 2 montre un autre exemple de puits producteur 112, alternatif au puits producteur de la figure 1. Selon la figure 2, les tubages d'extraction 120, 122 sont 5 concentriques. Le tubage 122, dont l'extrémité se trouve au niveau de l'extrémité
150 du puits d'injection 112 est situé dans le tubage 120. Le tubage 122 s'étend donc au-delà du tubage 120. Le tubage d'injection 130 forme un espace annulaire autour du tubage d'extraction 120. Le gaz est injecté depuis le tubage d'injection 130 vers le tubage d'extraction 120 selon les flèches 156. Le tubage d'injection 132 est maintenu 9 racking along the drain. The lower end of the extraction casings 120, 122 is immersed in the hydrocarbons from the reservoir and having penetrated in the producing well 112 throughout the substantially horizontal portion 116.
A first choke 124 and a second chunk 125 are located respectively on the casing 120 and on the casing 122, at the upper end of the well for control the flow of hydrocarbons, in particular to avoid the appearance of plugs at the level of surface installations.
The producing well 112 further comprises first and second casings injection of gas 130, 132 respectively into the casings 120 and 122. The casings 130, 132 open into the extraction casings 120, 122 to level of 148. According to FIG. 1, the injection casings 130, 132 are inside extraction casings 120, 122. The extraction casings 120, 122 form a space ring around the injection casings 130, 132. When the pressure in the gas injection casings 130, 132 exceeds that of the hydrocarbons in the casings extraction 120, 122, the gas enters according to the arrows 152, 154 in the casings extraction 120, 122 and moves the hydrocarbons to the wellhead producer 112.
A valve 126 and a valve 127 are respectively located on the casing injection 130 and on the injection casing 132, at the upper end of the well to control the gas injection rate.
The installation further comprises at least one temperature sensor 190 at heel level 148. Preferably, temperature information is provided on along the producing well 112, in its horizontal part 116. Information from temperature can be provided by a plurality of sensors or by a fiber optical 190 DTS (Distributed Temperature Sensing).
At least one pressure sensor 200 is located at the heel 148. The the sensor 200 is preferably in the form of a bubble bubble, intended for measure the pressure at the heel 148. It is also possible to envisage a other pressure sensor 202 at the toe 150. The advantage of both 200 sensors, 202 is to better modulate the extraction by the two casings 120, 122.
Each extraction casing 120, 122 may be provided with a pressure sensor 206 on the surface.
The installation is equipped with a controller 11 for controlling and check the operation of the installation. In particular, the automaton 11 is connected to different elements of the installation. For example, the controller 11 can send of the signals to the chokes and valves and receive signals from the sensors. For more than clarity, the link between the PLC and the different elements of FIG.
is schematized by an arrow 13. The automaton 11 is capable of acting on openness and the closing of chokes and valves.
FIG. 2 shows another example of a producer well 112, which is well Figure 1. Figure 2 shows the extraction casings 120, 122 are 5 concentric. The casing 122, whose end is at the level of the end 150 of the injection well 112 is located in the casing 120. The casing 122 therefore extends beyond the casing 120. The injection casing 130 forms an annular space around extraction tubing 120. The gas is injected from the injection tubing 130 to the extraction casing 120 according to the arrows 156. The injection casing 132 is maintained
10 à l'intérieur du tubage d'extraction 122 et le gaz est injecté selon la flèche 154. Un système de capteur 190 de température, sous forme de chaîne de capteurs ou de fibre optique, peut être positionné le long du tubage d'extraction 122.
Le procédé d'extraction d'hydrocarbures va maintenant être présenté. Le procédé d'extraction a lieu une fois qu'une chambre 26 de vapeur s'est développée dans le réservoir, comme expliqué par exemple dans la demande FR 08 07 374 du décembre 2008 déposée par le demandeur de la présente demande. Un fois que la viscosité des hydrocarbures a suffisamment diminué pour que l'huile devienne mobile et s'écoule dans le puits inférieur 112, l'injection de vapeur est arrêtée dans le puits 112. Le puits 112 devient un puits producteur, permettant l'extraction des hydrocarbures du réservoir vers la surface par l'intermédiaire du tubage 120 et du tubage 122 le cas échéant. Le procédé peut être mis en oeuvre par l'automate.
Il s'applique avec une configuration minimale du puits inférieur 112 ayant un tubage d'injection 130 et un tubage d'extraction 120.
Le procédé comprend l'injection de gaz par le ou les tubages d'injection 130, 132 dans le ou les tubages d'extraction 120, 122. Ceci permet d'alléger les hydrocarbures et de les entraîner vers la surface en vue de leur extraction.
La ou les duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont contrôlées en fonction de la différence entre d'une part une température mesurée le long de la partie horizontale 116 du puits 112 et d'autre part une température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale 116.
Cette différence de température est appelée par la suite subcool.
Si l'installation ne comporte qu'un capteur de pression, par exemple le capteur 200 situé au niveau du talon, la pression peut être mesurée au talon. La température de vaporisation est calculée en fonction de cette pression au talon. La température retenue peut être la température mesurée au talon ou, de préférence, la température la plus élevée mesurée le long de la partie horizontale du puits 112. Ainsi, la ou les duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont contrôlées en fonction de la différence entre la température la plus élevée le long de la partie 10 inside the extraction casing 122 and the gas is injected according to the arrow 154. A
temperature sensor system 190, in the form of a chain of sensors or fiber optical, can be positioned along the extraction casing 122.
The hydrocarbon extraction process will now be presented. The extraction process takes place once a vapor chamber 26 has developed in the tank, as explained for example in the application FR 08 07 374 of the December 2008 filed by the applicant of this application. Once the Viscosity of the hydrocarbons has decreased enough for the oil to become mobile and flows into the lower well 112, the steam injection is stopped in the well 112. Well 112 becomes a producing well, allowing the extraction of the hydrocarbons from the reservoir to the surface through the casing 120 and casing 122 where appropriate. The method can be implemented by the automaton.
he applies with a minimum configuration of the lower well 112 having a casing injection 130 and an extraction casing 120.
The method comprises injecting gas through the injection casing (s) 130, 132 in the extraction casing or casings 120, 122. This makes it possible to reduce the hydrocarbons and drag them to the surface for extraction.
The one or extraction throats 124, 125 and the injection valve (s) 126, 127 are controlled depending on the difference between on the one hand a measured temperature along of the horizontal portion 116 of the well 112 and on the other hand a temperature of vaporization calculated according to a measured pressure along the horizontal part 116.
This temperature difference is subsequently called subcool.
If the installation has only one pressure sensor, for example the sensor 200 located at the heel, the pressure can be measured at the heel. The temperature Spray is calculated based on this heel pressure. The temperature restraint may be the temperature measured at the heel or, preferably, the temperature the higher measured along the horizontal portion of well 112. Thus, the where the extraction throats 124, 125 and the injection valve (s) 126, 127 are controlled depending on the difference between the highest temperature along the part
11 horizontale 116 du puits 112 et la température de vaporisation calculée en fonction de la pression au niveau du talon.
Ceci permet de calculer le subcool minimum, ce qui permet de protéger le mieux l'installation contre les effets de steam flashing et de channeling. Le procédé
permet en outre de déterminer la distance séparant le talon de la position à
laquelle la température la plus élevée a été mesurée.
Si l'installation comporte deux capteurs de pression, l'un étant situé par exemple au talon et l'autre étant situé par exemple à l'orteil, la pression peut être non seulement mesurée au talon mais aussi à l'orteil. On retiendra alors la pression la plus basse entre les deux pressions. La ou les duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont alors contrôlées en fonction de la différence entre la température la plus élevée le long de la partie horizontale 116 du puits 112 et la température de vaporisation calculée en fonction de la pression la plus basse entre la pression au talon et la pression à l'orteil. Ceci permet de calculer une valeur de subcool encore plus faible et d'augmenter la sécurité de l'installation. En effet, la température de vaporisation variant de la même manière que la pression, la prise en compte de la pression la plus basse entre la pression au talon et la pression à l'orteil permet de déterminer la température de vaporisation la plus basse dans la partie horizontale du puits. La différence entre cette température de vaporisation la plus basse et la température la plus élevée le long de la partie horizontale permet donc de calculer une valeur de subcool encore plus faible.
Il est aussi envisageable que l'installation permette de déterminer la pression tout au long de la partie horizontale du puits 112. On retiendra alors la pression la plus basse le long de la partie horizontale du puits 112. La ou les duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont alors contrôlées en fonction de la différence entre la température la plus élevée le long de la partie horizontale 116 du puits 112 et la température de vaporisation calculée en fonction de la pression la plus basse le long de la partie horizontale du puits 112. Comme expliqué
précédemment, ceci permet de calculer une valeur de subcool encore plus faible et d'augmenter encore la sécurité de l'installation.
Le procédé comprend également la comparaison de la valeur de subcool calculée à une valeur de subcool de consigne. Si la valeur de subcool calculée est supérieure à la valeur de consigne, le soutirage est augmenté sur le premier tubage d'extraction 120 et, le cas échéant, sur le deuxième tubage d'extraction 122.
Le soutirage sur l'un ou l'autre des tubages 120, 122 peut être privilégié selon la position à laquelle la température la plus élevée est mesurée. Pour cela, les duses et les vannes sont contrôlées pour augmenter le débit d'extraction d'hydrocarbures et le débit d'injection de gaz. A température constante, augmenter le soutirage a tendance 11 horizontal position 116 of the well 112 and the vaporization temperature calculated in function pressure at the heel.
This makes it possible to calculate the minimum subcool, which makes it possible to protect the better the installation against the effects of steam flashing and channeling. The process also allows to determine the distance separating the heel from the position to which the highest temperature was measured.
If the installation has two pressure sensors, one being located example at the heel and the other being located for example at the toe, the pressure may be no only measured at the heel but also at the toe. We will then remember pressure the lower between the two pressures. The extraction choke or chucks 124, 125 and the one or injection valves 126, 127 are then controlled according to the difference enter here highest temperature along the horizontal portion 116 of well 112 and the vaporization temperature calculated according to the lowest pressure enter here heel pressure and toe pressure. This makes it possible to calculate a value subcool even weaker and increase the security of the installation. In effect, the vaporization temperature varies in the same way as the pressure, taken in account of the lowest pressure between heel pressure and pressure toe allows to determine the lowest vaporization temperature in the part horizontal well. The difference between this vaporization temperature the more low and the highest temperature along the horizontal part allows so of calculate an even lower subcool value.
It is also conceivable that the installation makes it possible to determine the pressure along the horizontal part of well 112. We will then retain the pressure the lower along the horizontal portion of well 112. The choke or chutes extraction 124, 125 and the injection valve or valves 126, 127 are then checked in function of the difference between the highest temperature along the part horizontal 116 well 112 and the vaporization temperature calculated according to the pressure the lower along the horizontal portion of well 112. As explained previously, this allows to calculate an even lower subcool value and to further increase the safety of the installation.
The method also includes comparing the value of subcool calculated to a set subcool value. If the calculated subcool value is above the set point, the withdrawal is increased on the first casing 120 and, where appropriate, on the second extraction casing 122.
The withdrawal on one or other of the casings 120, 122 may be preferred according to the position at which the highest temperature is measured. For this, dices and the valves are controlled to increase the extraction rate hydrocarbons and the gas injection rate. At constant temperature, increase the withdrawal trend
12 à réduire la pression, ce qui diminue la température de vaporisation, et donc diminue le subcool. Ainsi, si la position à laquelle la température est la plus élevée est plus proche du talon, on privilégie le soutirage au talon, et inversement.
Ceci est représenté sur la figure 3. La courbe 160 est la courbe de saturation de l'eau. Le point A est le point de fonctionnement courant. La température du point A
est celle correspondant à la température au talon, ou, de préférence, à la température la plus élevée le long de la partie horizontale du puits 112. Le point B
correspond à la température de vaporisation pour la pression relevée (au talon, à l'orteil ou entre ces deux positions). La différence entre la température au point A et la température au point B correspond au subcool calculé 162 décrit précédemment. Le segment 164 entre les points C et D correspond au subcool de consigne. Le soutirage dans les tubages d'extraction est ajusté pour parvenir à cette valeur de subcool de consigne.
De préférence, l'automate convertit le subcool de consigne en une consigne de pression de fond, appliquée au niveau du talon du puits 112. Sur la figure 3, le subcool de consigne peut être atteint en diminuant la pression (à laquelle le subcool a été déterminé) jusqu'à une valeur de consigne de pression de fond. L'écart entre la pression de consigne en fond de puits et la pression mesurée est convertie en consigne de pression de tête et de débit injecté pour chaque tubage et de débit injecté.
La position du point de température maximum peut être prise en compte.
Pour mieux anticiper le développement de l'effet de channeling, le procédé
comprend une étape de calcul de la vitesse de variation en fonction du temps du subcool, pour l'ensemble des capteurs de température disponibles ou une série de points en cas de mesure continue à l'aide d'une fibre optique DTS. L'automate détermine la vitesse maximum et la position du capteur qui observe cette variation.
Si la vitesse maximum observée est supérieure à un seuil prédéterminé et pendant une durée supérieure à un seuil prédéterminé, l'automate déclanche une procédure d'alerte. Un mode privilégié est la diminution du soutirage sur les deux tubages 120, 122. Pour cela, les duses et les vannes sont contrôlées pour réduire le débit d'extraction d'hydrocarbures et le débit d'injection de gaz (diminution de l'ouverture des duses et vannes). La diminution du soutirage permet d'augmenter la pression dans le puits 112 et donc d'augmenter le subcool.
En permanence, le subcool est maintenu à une valeur supérieure à une valeur critique, inférieure à la valeur de subcool de consigne. Ceci permet de maintenir une valeur minimale de subcool : une diminution de la valeur du subcool entraîne un risque important de développement des effets de steamflashing et de channeling. Un subcool faible indique que, à la pression mesurée, la température se rapproche de la température de vaporisation. Si l'écart entre le subcool et la valeur critique est 12 to reduce the pressure, which decreases the vaporization temperature, and therefore decreases the subcool. So, if the position at which the temperature is highest is more close to the heel, it favors racking in the heel, and vice versa.
This is shown in Figure 3. Curve 160 is the saturation curve of the water. Point A is the current operating point. The temperature of the point A
is that corresponding to the temperature at the heel, or, preferably, to the temperature the highest along the horizontal portion of well 112. Point B
corresponds to the vaporization temperature for the raised pressure (at the heel, toe or between these two positions). The difference between the temperature at point A and the temperature at point B corresponds to the calculated subcool 162 described above. The 164 segment between points C and D corresponds to the setpoint subcool. Racking in the extraction casings is adjusted to achieve this subcool value of setpoint.
Preferably, the automaton converts the setpoint subcool into a setpoint of bottom pressure, applied at the heel of well 112. In FIG.
the setpoint subcool can be reached by decreasing the pressure (at which the subcool a has been determined) up to a background pressure setpoint. The gap enter here setpoint pressure downhole and the measured pressure is converted into pressure head and injected flow rate for each casing and flow injected.
The position of the maximum temperature point can be taken into account.
To better anticipate the development of the channeling effect, the process includes a step of calculating the speed of variation as a function of time of subcool, for all available temperature sensors or a series of points for continuous measurement using a DTS optical fiber. The controller determines the maximum speed and position of the sensor that observes this variation.
If the maximum speed observed is greater than a predetermined threshold and while a duration greater than a predetermined threshold, the automaton triggers a procedure alert. A preferred mode is the reduction of the withdrawal on both casings 120, 122. For this purpose, the chokes and the valves are controlled to reduce the flow hydrocarbon extraction and the rate of gas injection (decrease in the opening chokes and valves). The decrease of the withdrawal makes it possible to increase pressure in well 112 and therefore increase the subcool.
Permanently, the subcool is maintained at a value greater than a value critical, less than the set subcool value. This allows maintain a minimal value of subcool: a decrease in the value of the subcool entails a significant risk of developing the effects of steamflashing and channeling. A
weak subcool indicates that, at the measured pressure, the temperature gets closer of the vaporization temperature. If the gap between the subcool and the critical value is
13 inférieur à un seuil prédéterminé, le soutirage est diminué comme indiqué
précédemment, ce qui tend à augmenter le subcool à nouveau.
Si les actions pour garantir une valeur de subcool minimum ne sont pas suffisantes, il est aussi envisageable de réduire l'injection de vapeur dans le puits supérieur 12. On privilégiera la réduction de la vapeur dans le tubage 18 ou d'injection selon le tubage du puits inférieur 112 pour lequel on a réalisé en priorité
la diminution du soutirage. En effet, diminuer l'injection de vapeur par le puits supérieur 12 permet de diminuer la température dans le puits inférieur 112.
Ceci permet donc d'augmenter le subcool.
L'automate veille en outre à ce que certains paramètres de fonctionnement de l'installation respectent des valeurs limites. Les paramètres sont au moins l'un parmi les paramètres suivants:
- un débit minimum et maximum d'injection de gaz dans le puits inférieur 112, - une valeur minimum de pression en tête de puits, au niveau des tubages d'extraction ;
- un débit minimum et maximum d'injection de vapeur dans les tubages d'injection de vapeur du puits supérieur, le cas échéant. 13 below a predetermined threshold, the withdrawal is decreased as indicated previously, which tends to increase the subcool again.
If the actions to guarantee a minimum subcool value are not sufficient, it is also possible to reduce the injection of steam into well 12. The reduction of steam in tubing 18 or injection system according to the casing of the lower well 112 for which it has been realized in priority the reduction of the withdrawal. Indeed, decrease the injection of steam by the well upper 12 makes it possible to reduce the temperature in the lower well 112.
This So lets increase the subcool.
The controller also ensures that certain operating parameters of the installation complies with limit values. The parameters are at least one among the following parameters:
a minimum and maximum flow rate of gas injection into the lower well 112, a minimum pressure value at the well head, at the level of the casings extraction;
- a minimum and maximum flow rate of steam injection into the casings steam injection from the upper well, if applicable.
Claims (13)
l'extrémité de la partie horizontale appelée orteil qui n'est pas reliée à la partie verticale du puits, - une deuxième vanne d'injection (127) de gaz située en surface sur le deuxième tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz dans le deuxième tubage d'injection de gaz, - une deuxième duse d'extraction (125) à ouverture progressive, située en surface sur le deuxième tubage d'extraction, le procédé comprenant en outre - l'injection de gaz par le deuxième tubage d'injection de gaz dans le deuxième tubage d'extraction ;
- l'extraction d'hydrocarbures par le deuxième tubage d'extraction ;
- le contrôle de l'ouverture de la deuxième duse d'extraction et de la deuxième vanne d'injection de gaz en fonction de ladite différence entre la température mesurée en une position le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale. 2. The process according to claim 1, the well further comprising a second extraction casing (122) and a second injection casing (132) of gas opening into the second extraction casing, the first casing extraction opening at the heel and the second extraction casing opening at the end of the horizontal part called toe that is not connected to the part vertical of the well, a second gas injection valve (127) located at the surface on the second injection tubing and controlling the gas injection flow in the second casing gas injection, a second extraction choke (125) with progressive opening, located in area on the second extraction casing, the method further comprising the injection of gas by the second gas injection casing into the second extraction casing;
the extraction of hydrocarbons by the second extraction casing;
- the control of the opening of the second extraction choke and the second valve of gas injection according to said difference between the temperature measured in a position along the horizontal part and the temperature of calculated vaporization according to a pressure measured along the horizontal part.
l'orteil (150), la pression mesurée au niveau du talon et de l'orteil, la pression la plus basse étant retenue pour déterminer la température de vaporisation, - si l'installation comprend des capteurs le long de la partie horizontale (116), la pression mesurée le long de la partie horizontale, la pression la plus basse étant retenue pour déterminer la température de vaporisation. 3. The method according to one of claims 1 or 2, wherein the pressure detention is chosen from the group comprising the pressure measured at the heel (148), - if the installation includes a heel pressure sensor (148) and the toe (150), the pressure measured at the heel and toe, the lowest pressure being retained to determine the vaporization temperature, - if the installation includes sensors along the horizontal part (116), the pressure measured along the horizontal part, the lowest pressure being retained to determine the vaporization temperature.
laquelle la température la plus élevée est mesurée. The method of claim 5, wherein the opening of one or the other chokes (124, 125) and the opening of one or the other of the valves (126, 127) are preferred according to the position along the horizontal portion of the well lower than which highest temperature is measured.
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