EP0172971A1 - Production de gisements d'hydrocarbures avec réinjection d'effluents dans le gisement - Google Patents

Production de gisements d'hydrocarbures avec réinjection d'effluents dans le gisement Download PDF

Info

Publication number
EP0172971A1
EP0172971A1 EP84401749A EP84401749A EP0172971A1 EP 0172971 A1 EP0172971 A1 EP 0172971A1 EP 84401749 A EP84401749 A EP 84401749A EP 84401749 A EP84401749 A EP 84401749A EP 0172971 A1 EP0172971 A1 EP 0172971A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
casing
capacity
deposit
production
installation according
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP84401749A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Gérard Chaudot
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Individual
Original Assignee
Individual
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority to FR8307600A priority Critical patent/FR2545533B2/fr
Application filed by Individual filed Critical Individual
Priority to EP84401749A priority patent/EP0172971A1/fr
Publication of EP0172971A1 publication Critical patent/EP0172971A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/001—Cooling arrangements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/18—Repressuring or vacuum methods

Definitions

  • the present invention relates to an installation for the production of hydrocarbon deposits with reinjection of effluents into the deposit or into the well or wells in accordance with the process which is the subject of European Patent No. 0 089 986 and the process for the implementation of this installation.
  • this process involves the recovery of the light condensable and / or gaseous fractions of the effluent and their reinjection into the well or wells and / or the deposit. It includes the heating of the effluent from the well, the separation of the gaseous, liquid and solid phases of the effluent, the compression, the cooling and the dehydration of the gas phase with recovery of the hydrocarbon condensates and the reinjection of the condensate in phase liquid in the well or in the deposit.
  • the object of the invention is therefore to eliminate all or part of these drawbacks and these hazards, to authorize the production of deposits inaccessible by the use of traditional methods and to allow additional recovery from deposits in the course of depletion or already depleted and abandoned.
  • a long-term shutdown should be considered, it allows the production wells and the deposit to be left in such a state that it will be easy to restart production as soon as the technical or economic conditions d will become favorable again.
  • the production well comprises a sealed casing 1 making it possible to provide the connection between the deposit 15 and the surface.
  • I1 has at its base a perforated or screened part 2 connecting the deposit and the interior of the casing.
  • this casing 1 is provided, inside and in its lower part, immediately above the deposit, with a sealed plug 3 (production packer) crossed by two main orifices 17 and 18 which can be sealed, one 17 allowing the flow of fluids through an oil production pipe 4, and the other 18 allowing the injection of light liquid or partially gaseous hydrocarbons, hereinafter called condensates, through an injection pipe of condensates 5.
  • condensates light liquid or partially gaseous hydrocarbons
  • This tight plug 3 defines in the upper part of the well a capacity 9 in which the fluids produced by the deposit can be accumulated, mixed with the condensates injected, before their transfer to the surface, by the tube 4, the latter being equipped with two check valves. return 6 and 7 separated by a perforated tube 8 making it possible to communicate alternately the deposit 15, the capacity 9 and the interior of the production tube 4.
  • a pressure and time detector bottom temperature 10 will measure the pressure and temperature variations below the lower valve 6. These indications will be transmitted to the surface by a cable 11 fitted with cable glands necessary to maintain the required seal.
  • the well On the surface, the well is equipped with a tube 12 making it possible to convey the fluids produced as far as the separation-treatment installations, and with a second tube 13 making it possible to convey the condensate injected under pressure into the well.
  • a tube 14 will be connected at the head of the sealed casing 1 in order to inject and withdraw engine gas.
  • the pressure of the latter is lowered by purging the gas through the pipe 14 for example.
  • the valve 7 will close under the effect of the weight of the column of liquids accumulated in the production tubing 4, and the valve 6 will open as soon as the effect of the bottom pressure will be greater than the effect of the prevailing pressure in the casing 1, and the crude oil mixed with the condensates previously injected will flow again and fill the casing 1 to a level 21. The flow cycle at the surface can then resume.
  • the pressurized gas accumulated in the casing 1, at the end of the liquid flushing can be used directly in another well being ready to be chased, to move the liquids up to '' to balance pressures in the two wells.
  • the main wearing parts being the foot valves 6 and 7, these can be withdrawable simultaneously or independently of one another, by the interior of the production tubing 4, and resettable, after verification or exchange surface. Their installation and disassembly being carried out by conventional methods, such as pumping or the use of a line (wire line). For certain applications, or according to the depletion state of the deposit, the production tubing 4, equipped with its foot valve 7, can be lowered step by step according to the desired objective, the valve 6 remaining in the vicinity of the sealed plug 3.
  • Certain applications may require one or more calibrated orifices distributed along the tube 4 and allowing the gas accumulating in the top of the casing 1, under certain conditions, to penetrate laterally, at one or more levels in the tube 4 during hunting. liquids, this in order to reduce the average density of the column of fluids circulating in the pipe 4. Such an arrangement will thus promote the flow (gas lift).
  • the part of the production tubing between the valves 6 and 7 is connected to the capacity via a conduit.
  • FIG. 1b gives for example the corresponding diagram of arrangement of downhole equipment.
  • the casing 1 is closed by two watertight plugs 3, 31 through which the tubing d injection of condensates 5. These two plugs 3, 31 delimit an intermediate chamber 31 into which the production tubing opens 4.
  • the lower plug 3 includes a passage in the direction of the deposit equipped with a second foot valve 6.
  • the casing may include, in its upper part, an outlet pipe 14 ′ which can be used for the evacuation of the effluent and condensate. The surface flow will then be carried out by the main casing 1, and the injection of displacement gas by the pipe 4.
  • the foot valves 6 and 7 will be installed in a particular way in order to allow correct operation.
  • the condensates may be remixed to a gaseous fraction before injection, or a fraction of liquefied gas, but becoming voluntarily gaseous again during its transfer into the deposit 15, or else that the condensates recovered are split so as to inject only one or several cuts of these in order to solve a particular problem.
  • the conditions of the deposit 15 and its exploitation require it only the intermittent or continuous injection of condensates amended by foreign fluids or not will be carried out, the gases resulting from the separation of crude oil and condensates not being reused in the wells.
  • FIGS 2a to 2e illustrate, at different stages of the production cycle, the evolution of the fluids in the well and the manner in which the injection of condensates into the deposit is carried out.
  • pressurized flushing gas is injected through the pipe 14.
  • the effluent rises through the production tubing and flows through the effluent outlet tubing.
  • the condensate is injected through the tubing 13 into the deposit.
  • a minimum level of effluent in the capacity is reached (FIG. 2c)
  • the injections of flushing gas and of condensate are interrupted.
  • the gas is then purged in the capacity by first transferring the pressurized flushing gas into another well ready to be driven out until a pressure balance is obtained in the capacities of the two wells (figure 2d). During this phase, the effluent begins to rise in capacity.
  • the completion of the well according to the preceding FIG. 1 is amended by the creation of a gas storage chamber 30 under pressure, in the upper part of the well, and correlatively by the reduction in the "dead" volume. of gas not participating in the effective flushing of liquids accumulated in the casing 1.
  • it is advantageous, on the one hand, to have a large flywheel of gas under pressure, in order to facilitate or even accelerate the phases of flushing liquids and allow a rapid restart of production after a period of shutdown. and on the other hand, conceal an increasing "dead" volume with the depletion of the deposit.
  • the well (s) can, at the start of operation, be completed according to FIG.
  • the orifice 33 will allow the passage of the fluids expelled to the surface by the tube 4.
  • the orifice 34 allows the injection of the condensates from the surface to below the lower plug 3 via the continuous tubing 5.
  • the orifice 35 allows the admission and the escape of the fluid displacement gas, above the liquids accumulated in the capacity 9.
  • the orifice 36 allows the passage of the information transmission cable from the bottom to the surface.
  • the gas storage chamber 30 thus created is supplied or drawn off by a plunging tube 38 which will allow the eventual emptying of the liquids existing or which may accumulate in the lower part of the storage chamber 30.
  • the establishment of the tight plug 32 can only have the aim of reducing the dead space in the upper part of the casing 1 or of avoiding reaching too high pressures at the head of the casing 1, the chamber 30 thus released then having no particular function of active gas storage.
  • FIGS. 4a and 4b diagrammatically compare the evolution of the pressure around a well continuously discharging without injecting condensate, and the evolution of the pressure near a well discharging cyclically with injecting condensate.
  • FIG. 4a is shown, by way of comparison, the evolution of the pressure in the deposit near the well if the latter is withdrawn continuously or by continuous pumping.
  • the pressure which at the origin of the operation (time To) is represented by a horizontal straight line Co, will slide to the curve C1 after an operating time T1 then to the curve C2, after a time of T2 operation.
  • FIGS. 5a to 5d it is now shown, on a triple diagram, the evolution of the pressure and the state of filling or emptying of the well during a production cycle, with reference to the completion of the well according to Figure 1.
  • a first advantage of the embodiments described above is that gas is used cyclically to supply the energy necessary to convey the liquid hydrocarbons at least to the surface, all or part of this engine gas being extracted in the or the production wells by partial or total degassing of the hydrocarbons contained therein, said gas being injected and purged alternately in order to allow, on the one hand, the pressure rise in the deposit around the production well and the injection of hydrocarbon condensates in said well and said deposit, and, on the other hand, the ejection of liquids contained in said well. It is clear that by proceeding in this way the pressure at the bottom of the well can reach a very low value, even much lower than the abandonment pressures generally applied, in any case less than the bubble point of crude oil in the deposit. , without generating insurmountable problems, the capacity 9 arranged in the main casing 1 then playing the role of liquid and gaseous phase separator.
  • the deposit matrix is heterogeneous and that the oil flow is favored in preferential channels (fingering and channeling).
  • the production of the well (s) will be supplied by areas farther and farther away from the wells, while areas containing significant quantities of oil located in the vicinity of the wells will participate very little in production, this trapped oil usually remaining in place in the deposit until abandonment of mining.
  • the injection of condensate into the deposit, followed by production (rocking), will allow by imbibition and solubilization to reach these otherwise unusable areas.
  • a second advantage, obtained by the installation according to the invention, consists in alternating, for each well, periods of production of the deposit, followed by periods of pressure rise in the deposit during which an injection of Hydrocarbon condensate will be carried out.
  • the fluids produced by the deposit and mixed with the hydrocarbon condensates are stored at the bottom of the well during the flow of the deposit and are ejected by a flushing gas, preferably the gas associated with the crude oil recovered at the surface and recompressed with extraction of the hydrocarbon condensates. , during periods of pressure rise in the deposit.
  • a third advantage according to the invention consists in that the flow of crude oil in the matrix of the deposit is favored by leaching with hydrocarbon condensates preferably extracted from the effluent of the deposit and reinjected into the deposit. This injection is carried out discontinuously, preferably during periods of reservoir pressure rise, in order to allow penetration of the matrix by the condensates, which leads to several effects contributing to the increase in the recovery of reservoir fluids and the productivity of the wells.
  • a fourth advantage consists in that, as soon as a surplus of condensate is constituted day after day, this excess volume is stored and it is injected periodically into at least one well whose production cycle will be stopped for a sufficient duration, so as to allow the injection itself and then the im aibition of the deposit matrix in increasingly distant regions which would not be reached by the injections carried out during normal production cycles.
  • a fifth advantage provided by the invention consists in that a portion of the condensate is injected, continuously or discontinuously, at the head of the main casing 1, by means of an automatic or manual valve so as to avoid freezing, especially during start-up periods, of oil that has undergone cooling in the upper part of the well.
  • this improvement will make it possible to add physicochemical agents directly into the well, making it possible to control or master problems that may subsequently arise in production facilities, such as foaming or emulsification.
  • this condensate can be carried out in the annular part of the well using a separate tube, or jointly with the injection of the engine gas necessary for the ejection of fluids from the well if the latter is required to ensure the flow of the well.
  • a sixth advantage provided by the invention consists in compensating, in the part of the well subjected to their effects, for the temperature variations caused by the expansion of the engine gas or other, and / or the drop in temperature corresponding to the geothermal gradient during the filling and stabilization phases of the well, which can lead to the deposition and / or accumulation of crude oil components with a high freezing point or high viscosity, hampering or preventing the correct implementation of the process which is the subject of European Patent No. 0 089 986.
  • a system 20 for heating by electrical resistance, vapor coil or hot fluid can be installed in the upper part of the well. It can be self-regulating or regulated by a known device based on the outlet temperature of the effluent for example.
  • a seventh advantage is that one can stabilize the condensates from the recovery units (references 9 and or 6 of the figure of the aforementioned patent) placed on the surface and in particular the cold condensates containing a significant amount of methane and ethane. Indeed, for many applications, it does not appear desirable to inject into the bottom of the well and, especially in the deposit, condensates which are too light, risking generating untimely gas production, or passing the bubble point of the condensates themselves during their transport to the bottom of the well, thus hindering the flow of condensates by trapping the gas (vapor lock).
  • This stabilization can be carried out by a rise in temperature and / or a drop in pressure of these condensates by a well-known process with removal of some of the lighter components and their possible re-incorporation into the effluent during treatment in a point such that there is pressure compatibility or that the process is beneficial. But she can also to be carried out, in order to conserve an optimum quantity and / or quality of the condensate, by remixing with part of the liquid effluent taken in, or downstream of the separation unit (reference 4 of the above-mentioned European patent).
  • FIG. 7 presents an embodiment comprising variants of installation making it possible to efficiently heat the oil accumulated in the well, during its ejection phase, and, jointly, to generate the energy necessary for the evacuation of the liquids until surface.
  • I1 is produced for example by placing in a main casing 1 a tight plug 3 pierced with one or more sealable orifices 17, 18, placed above the level of the producing zone 15.
  • the orifice 17 receives a foot valve 6 whether or not connected by a strainer tubing to the production tubing 4 itself equipped with a foot valve 7.
  • the orifice 18 allows the passage of a condensate injection pipe 5 from the ground surface to level of the producing area. It will be noted that the orifice 17 can be equipped with a sealed core allowing the simultaneous passage of the foot valve 6 and the condensate injection pipe 5, this in order to simplify the sealed plug 3 and the installation procedures. of the different elements.
  • the well On the surface, the well is fitted with a condensate supply pipe 13, an effluent discharge pipe 12, an air supply pipe or an air-gas or air mixture.
  • hydrocarbons sprayed 44 through a carburetor of a known model 45, this latter tube being able to extend inside the casing 1 and end in a strainer 46 distributing the air or the mixture injected over a certain height in the upper part of the main casing 1, of an exhaust pipe 47 provided with a pressure relief valve 48, and finally of an ignition means 49 by electric hot spot or other.
  • the tubing 47 will be open at the surface to allow the evacuation of the burnt gases as well as the filling of the well by the pressure of the layer. The well will then be ready for a new cycle.
  • the foot valve 7 can be eliminated as shown in Figure 7b in the partial view of the well bottom.

Abstract

L'installation selon l'invention comprend au moins un cuvelage étanche (1) dont la base communique avec le gisement; au moins un bouchon étanche (3) disposé dans la partie inférieure du cuvelage et réalisant une capacité (9); au moins un conduit (14) pour réaliser soit une purge de gaz, soit une injection de gaz sous pression; une tubulure d'injection (13) de condensats traversant la capacité et débouchant dans la base du cuvelage (1) au-delà dudit bouchon; une tubulure de production (4) traversant ladite capacité et éventuellement ledit bouchon, cette tubulure communiquant avec le volume intérieur du cuvelage (1) en aval du bouchon (3), ainsi qu'avec ladite capacité par l'intermédiaire d'un système d'obturation (6, 7 et 8). L'invention s'applique notamment à la mise en production de gisements inaccessibles par l'utilisation de procédés traditionnels.

Description

  • La présente invention concerne une installation pour la mise en production de gisements d'hydrocarbures avec réinjection d'effluents dans le gisement ou dans le ou les puits conformément au procédé faisant l'objet du brevet européen n°0 089 986 et le procédé pour la mise en oeuvre de cette installation.
  • On rappelle que le procédé d'exploitation faisant l'objet dudit brevet est destiné à maximiser la récupération des fluides des gisements d'hydrocarbures liquides, et en faciliter l'exploitation avec application, en particulier, aux gisements d'hydrocarbures lourds et/ou visqueux, et aux gisements d'hydrocarbures ayant un point de figeage élevé.
  • On rappelle que ce procédé fait intervenir la récupération des fractions légères condensables et/ou gazeuses de l'effluent et leur réinjection dans le ou les puits et/ ou le gisement. Il comprend le chauffage de l'effluent provenant du puits, la séparation des phases gazeuses, liquides et solides de l'effluent, la compression, le refroidissement et la déshydratation de la phase gazeuse avec récupération des condensats hydrocarbures et la réinjection du condensat en phase liquide dans le puits ou dans le gisement.
  • On précise maintenant que l'exploitation traditionnelle des gisements d'hydrocarbures conduit généralement à laisser dans le gisement une partie importante des hydrocarbures en place a l'origine pour différentes raisons dont quelques unes sont évoquées ci-après :
    • - soit que dans le gisement lui-même, le pétrole brut est très visqueux et a tendance à rester piégé dans la matrice ;
    • - soit que le pétrole repose sur un matelas d'eau qui a tendance à s'écouler plus facilement que le pétrole, ceci conduisant à noyer les puits de production d'une façon presque irréversible (water conning) ;
    • - soit que le pétrole est sous-jacent à une accumulation de gaz qui aura tendance à s'écouler plus facilement que le pétrole ( gas conning ), ceci conduisant à une augmentation de la production de gaz au détriment de la production de pétrole ;
    • - soit que le gisement de pétrole est de faible épaisseur et intercalé entre un matelas d'eau et une poche de gaz ;
    • - soit que la pression du pétrole brut dans le gisement est trop faible naturellement ou du fait de soutirages antérieurs et ne permet plus son acheminement jusqu'en surface, principalement en mer, ou si l'on utilise des puits de production fortement déviés ;
    • - soit que le pétrole brut est trop visqueux et le gisement trop profond, échappant ainsi aux procédés et méthodes connus de production ;
    • - soit que des constituants du pétrole brut figent, floculent, ou se déposent depuis le gisement lui-même, jusque dans les installations de surface, du fait de la mise en production du gisement et rendant ainsi l'exploitation du gisement très aléatoire ;
    • - soit que l'environnement de surface, en mer particulièrement, et aussi dans les régions de climat très froid, ne permet pas l'utilisation de méthodes connues.
  • Pour la grande majorité des gisements on est ainsi amené à fixer une pression d'abandon du gisement au-delà de laquelle il n'est plus rentable d'exploiter le gisement, à moins que, pour certains d'entre eux, on ne puisse même pas procéder à leur mise en exploitation.
  • Les procédés et techniques connus concernent, d'une part, l'amélioration de la productivité des puits de production, principalement par pompage, injections de gaz (gas lift) et d'autre part, l'amélioration du déplacement du pétrole brut dans la matrice du gisement par réchauffage, utilisant la vapeur d'eau ou la combustion in situ ou par déplacement du pétrole brut vers les puits de production par des fluides appropriés injectés dans des puits spécialisés. Ces méthodes, toujours coûteuses, donnent des résultats parfois inattendus et sont limitées dans leurs applications par des facteurs tels que :
    • - La profondeur du gisement et sa pression
    • - La déviation des puits ;
    • - Les coûts de production
    • - Les possibilités de mise en oeuvre..
  • En outre, si certaines sont applicables pour des gisements situés à terre, elles deviennent rapidement irréalisables en mer pour peu que la profondeur d'eau soit importante ou les conditions climatiques sévères.
  • Enfin, dans pratiquement tous les cas, la décision de développement d'un gisement est fondée sur l'estimation de la partie récupérable des réserves découvertes. Pour peu que le gisement ne se comporte pas de la manière espérée, qu'il réagisse mal aux traitements qui lui sont infligés en vue d'accroître son potentiel ou que le cours du pétrole brut fluctue en baisse, alors l'exploitation du gisement peut conduire aux limites de la rentabilité.
  • L'invention a donc pour objet de supprimer tout ou partie de ces inconvénients et de ces aléas, d'autoriser la mise en production de gisements inaccessibles par l'utilisation de procédés traditionnels et de permettre une récupération supplémentaire à partir de gisements en cours de déplétion ou déjà déplétés et abandonnés. En outre, même si un arrêt d'exploitation de longue durée devait être envisagé, il permet de laisser les puits de production et le gisement dans un état tel qu'il sera facile de réinitier la production dès lors que les conditions techniques ou économiques d'exploitation seront redevenues favorables.
  • Pour parvenir à ces résultats, l'installation de production selon l'invention comprend au moins :
    • - un cuvelage étanche dont la base est en communication avec le gisement ;
    • - au moins un bouchon étanche disposé dans la partie inférieure du cuvelage et réalisant, avec la partie supérieure de celui-ci, une capacité ;
    • - au moins un conduit débouchant dans la partie supérieure de ladite capacité, ce conduit permettant de réaliser dans la capacité, soit une purge de gaz, soit une injection de gaz sous pression ;
    • - une tubulure d'injection de condensat traversant la capacité et débouchant dans la oase du cuvelage au-delà dudit bouchon ;
    • - une tubulure de production traversant ladite capacité et éventuellement ledit bouchon, cette tubulure communiquant, dans sa partie supérieure, avec une tubulure de sortie de l'effluent et, dans sa partie inférieure, avec le volume intérieur du cuvelage en aval du bouchon, ainsi qu'avec ladite capacité, par l'intermédiaire d'un système d'obturation permettant d'obtenir un cycle de fonctionnement comprenant au moins les phases suivantes :
    • - au cours d'une phase initiale, le système d'obturation laisse le passage de l'effluent à l'intérieur de la capacité qui dès lors se remplit.
    • - au cours d'une seconde phase, pendant laquelle un gaz sous pression est injecté dans la capacité par le susdit conduit, le système d'obturation interdit le retour de l'effluent contenu dans la capacité vers le gisement, tandis qu'il autorise son passage vers la tubulure de sortie par la tubulure de production (chasse à gaz), cette seconde phase comprenant, en outre, simultanément une injection de condensats dans le gisement, et
    • - au cours d'une troisième phase, le système d'obturation retient éventuellement la colonne d'effluent dans la tubulure de production et autorise le passage, vers la capacité, de l'effluent mélangé aux condensats injectés dans le gisement, de sorte qu'un nouveau cycle peut recommencer.
  • Afin de faciliter la compréhension et d'en faire ressortir les avantages, la description sera faite à titre d'exemple non limitatif à partir d'un appareillage pour la production d'un gisement contenant un pétrole brut visqueux à une pression de fond n'assurant pas la remontée de l'effluent jusqu'en surface.
    • La figure la schématise un mode de complétion simple d'un puits ;
    • Les figures 1b et lc représentent des variantes du mode d'exécution représenté figure la ;
    • Les figures 2a a 2e schématisent les différentes phases du cycle de production d'un puits complété selon la figure 1 ;
    • La figure 3 schématise la complétion d'un puits avec stockage intégré ;
    • Les figures 4a et 4b schématisent l'évolution des pressions dans le gisement aux alentours du puits de production ;
    • Les figures 5a à 5d schématisent l'évolution des pressions et de l'état de remplissage d'un puits durant un cycle de production ;
    • La figure 6 montre l'organisation de la production pour quatre puits afin d'améliorer le rendement et la rentabilité du procédé dès que le nombre de puits en.;service est supérieur à l'unité ;
    • La figure 7a représente un autre mode de réalisation de l'installation selon l'invention ;
    • Les figures 7b et 7c sont des variantes d'exécution de l'installation représentée figure 7a.
  • Avec référence à la figure 1, le puits de production comporte un cuvelage étanché 1 permettant d'assurer la liaison entre le gisement 15 et la surface. I1 comporte à sa base une partie perforée ou crépinée 2 mettant en communication le gisement et l'intérieur du cuvelage. En outre, ce cuvelage 1 est muni, à l'intérieur et dans sa partie inférieure, immédiatement au-dessus du gisement, d'un bouchon étanche 3 (packer de production) traversé par deux orifices principaux 17 et 18 étanchéifiables, l'un 17 permettant l'écoulement des fluides par une tubulure de production de pétrole 4, et l'autre 18 permettant l'injection d'hydrocarbures légers liquides ou partiellement gazeux, appelés par la suite condensats, au travers d'une tubulure d'injection de condensats 5.
  • Ce bouchon étanche 3 définit dans la partie supérieure du puits une capacité 9 dans laquelle pourront être accumulés les fluides produits par le gisement mélangés aux condensats injectés, avant leur transfert en surface, par la tubulure 4, cette dernière étant équipée de deux clapets anti-retour 6 et 7 séparés par une tubulure perforée 8 permettant de mettre en communication alternativement le gisement 15, la capacité 9 et l'intérieur de la tubulure de production 4.
  • Accessoirement un détecteur de pression et de température de fond 10 permettra de mesurer les variations de pression et de température en dessous du clapet inférieur 6. Ces indications seront transmises en surface par un câble 11 équipé des presse-étoupes nécessaires à maintenir l'étanchéité requise.
  • En surface, le puits est équipé d'une tubulure 12 permettant d'acheminer les fluides produits jusque dans les installations de séparation-traitement, et d'une seconde tubulure 13 permettant d'acheminer le condensat injecté sous pression dans le puits. En outre, une tubulure 14 sera raccordée en tête du cuvelage étanché 1 afin d'injecter et de soutirer du gaz moteur.
  • Avec ces équipements, le cycle de fonctionnement du puits sera le suivant :
    • Au début du cycle, le puits est au repos et, sous l'effet de la pression dans le gisement 15, les liquides ont atteint le niveau 16 dans le cuvelage 1 en passant par l'orifice 17 ménagé dans le bouchon étanche 3, en soulevant le clapet inférieur 6 et en envahissant la capacité 9 par le tube crépiné 8. Le niveau atteint dans la tubulure de production 4 sera sensiblement voisin du niveau 16 si les pressions en tête du cuvelage 1 et de la tubulure 4 sont identiques. Les clapets 6 et 7 reposent sur leurs sièges sous l'effet de leur propre poids.
  • On procède alors à l'injection de gaz sous pression par la tubulure 14. Cette injection va accentuer la fermeture du clapet 6, ouvrir le clapet 7, les liquides accumulés dans le cuvelage 1 s'écoulant vers le bas puis à travers le tube crépiné 8 et 1e clapet 7 vers le haut à l'intérieur de la tubulure 4. Si la pression du gaz injecté est suffisante, le niveau 16 pourra descendre jusqu'au niveau 19, niveau auquel du gaz commencera à traverser le tube crépiné 8 pour remonter dans la tubulure 4. A ce point la pression maximum du gaz moteur sera conditionnée par la hauteur de refoulement H des fluides à travers la tubulure 4, et le volume des liquides déplacés sera fonction de la différence entre les niveaux 16 de commencement de chasse et 19 de fin de chasse.
  • Durant ce déplacement, la pression régnant au-dessus du clapet 6 étant supérieure à la pression régnant en dessous, on procèdera à l'injection de condensats au niveau de la couche productrice 15 par l'intermédiaire de la tubulure d'injection de condensats 5. Du fait de la contre- pression maintenue au-dessus du clapet 6, ces condensats vont envahir le gisement 15 au voisinage du puits, et par voie de conséquence, diminuer la viscosité du pétrole brut dans le gisement et augmenter la perméabilité relative au pétrole brut mélangé avec des condensats, favorisant ainsi l'écoulement ultérieur vers le puits dans la zone envahie par les condensats.
  • Après cette chasse au gaz, la pression de ce dernier est abaissée par purge du gaz au travers de la tubulure 14 par exemple. Le clapet 7 va se refermer sous l'effet du poids de la colonne de liquides accumulés dans la tubulure de production 4, et le clapet 6 va s'ouvrir dès que l'effet de la pression de fond sera supérieur à l'effet de la pression régnante dans le cuvelage 1, et le pétrole brut mélangé aux condensats précédemment injectés va s'écouler de nouveau et remplir le cuvelage 1 jusqu'à un niveau 21. Le cycle de débit en surface pourra alors reprendre..
  • Si un ou plusieurs autres puits participent à la production du gisement, le gaz sous pression accumulé dans le cuvelage 1, en fin de chasse des liquides pourra être utilisé directement dans un autre puits se trouvant prêt à être chassé, pour en déplacer les liquides jusqu'à équilibrer des pressions dans les deux puits.
  • On améliorera ainsi considérablement le rendement énergétique de la production à condition d'installer un ensemble de vannes permettant de balancer le gaz directement d'un puits aux autres.
  • Les pièces d'usure principales étant les clapets de pied 6 et 7, ceux-ci pourront être retirables simultanément ou indépendamment l'un de l'autre, par l'intérieur de la tubulure de production 4, et réancrables, après vérification ou échange en surface. Leur mise en place et leur démontage étant effectués par des méthodes classiques, telles que le pompage ou l'utilisation d'une ligne (wire line). Pour certaines applications, ou selon l'état de déplétion du gisement, la tubulure de production 4, équipée de son clapet de pied 7, pourra être abaissée pas par pas selon le but recherché, le clapet 6 restant au voisinage du bouchon étanche 3. D'autres applications ne nécessiteront pas l'installation du clapèt supérieur 7 soit que l'on acceptera une retombée des fluides accumulés dans la tubulure 4 en fin de chasse, soit qu'on laissera échapper du gaz accumulé dans le cuvelage 1 par l'extrémité inférieure de la tubulure de production 4, afin d'alléger et de pousser les liquides restants dans la tubulure 4.
  • Certaines applications pourront requérir un ou plusieurs orifices calibrés répartis le long de la tubulure 4 et permettant au gaz s'accumulant dans le haut du cuvelage 1, sous certaines conditions, de pénétrer latéralement, à un ou plusieurs niveaux dans la tubulure 4 durant la chasse des liquides, ceci dans le but de diminuer la densité moyenne de la colonne de fluides circulant dans la tubulure 4. Une telle disposition permettra ainsi de favoriser le débit (gas lift).
  • Si la pression du gisement est très faible, on peut même placer les clapets de pied 6 et 7 en face et même en dessous du niveau du gisement 15 afin de permettre le soutirage du gisement, prolonger ainsi sa vie, voire remettre en production un gisement abandonné. Dans ce cas, la partie de la tubulure de production comprise entre les clapets 6 et 7 est raccordée à la capacité par l'intermédiaire d'un conduit..
  • La figure 1b donne par exemple le schéma correspondant d'arrangement des équipements de fond de puits.
  • En outre, d'autres applications telles que celles représentées figure lc nécessiteront l'inversion des circulations dans le cuvelage 1 et la tubulure de production 4. Dans cet exemple le cuvelage 1 est obturé par deux bouchons étanches 3, 31 que traverse la tubulure d'injection de condensats 5 .Ces deux bouchons 3, 31 délimitent une chambre intermédiaire 31 dans laquelle débouche la tubulure de production 4. La capacité 9, qui se trouve alors délimitée par le bouchon supérieur 31, communique avec la chambre intermédiaire 31' au moyen d'un conduit équipé d'un clapet de pied 7. Le bouchon inférieur 3 comprend un passage en direction du gisement équipé d'un second clapet de pied 6. Par ailleurs le cuvelage pourra comprendre, dans sa partie supérieure, une conduite de sortie 14' pouvant servir à l'évacuation de l'effluent et du condensat. Le débit en surface s'effectuera alors par le cuvelage principal 1, et l'injection de gaz de déplacement par la tubulure 4. Bien entendu, les clapets de pied 6 et 7 seront installés de façon particulière afin de permettre un fonctionnement correct.
  • Le débit des condensats et leurs qualités seront ajustés au fur et à mesure, selon la récupération qui en sera faite à partir du pétrole brut produit, et selon les effets recherchés dont les principaux sont les suivants :
    • - diminution de la viscosité du pétrole brut ;
    • - diminution de la densité du pétrole brut ;
    • - augmentation de la productivité des puits ;
    • - augmentation de la récupération du pétrole brut en place dans le gisement ;
    • - abaissement du point de figeage du pétrole brut ;
    • - élévation du point de bulle du pétrole brut dans 1e puits, voire dans le gisement, de façon à pallier le problème de dépôt des asphaltènes ou autres composés précipitant ou risquant de provoquer des colmatages dans le gisement et/ou dans les puits ;
    • - inhibition ou occultation des phénomènes de rabaissement de nappe de gaz ou de relèvement de nappe d'eau, ou les deux simultanément, même si ceux-ci sont largement développés ; dans ce cas particulier, les propriétés des condensats injectés pourront être modifiées par ajout d'une fraction du pétrole brut produit, de fluides étrangers, de l'ammoniaque, par exemple, et/ou de produits chimiques favorisant l'efficacité du procédé selon le problème à résoudre.
  • Pour atteindre les susdits effets recherchés, il se peut que les condensats soient remélangés à une fraction gazeuse avant injection, ou une fraction de gaz liquéfié, mais redevenant volontairement gazeuse au cours de son transfert jusque dans le gisement 15, ou encore que les condensats récupérés soient fractionnés de façon à n'injecter qu'une ou plusieurs coupes de ces derniers afin de résoudre un problème particulier. En outre, si les conditions du gisement 15 et de son exploitation le nécessitent seule l'injection intermittente ou continue de condensats amendés par des fluides étrangers ou non sera effectuée, les gaz issus de la séparation du pétrole brut et des condensats n'étant pas réutilisés dans les puits.
  • Les figures 2a à 2e illustrent, à différents stades du cycle de production, l'évolution des fluides dans le puits et la manière dont est conduite l'injection de condensats dans le gisement.
  • Ainsi, dans la figure 2a, l'effluent remonte dans la capacité tandis que le gaz de chasse s'écoule par la tubulure 14. Cette phase se poursuit jusqu'à ce que l'effluent atteigne dans la capacité 9 un niveau maximum prédéterminé.
  • Au cours d'une seconde phase, on injecte par la tubulure 14 un gaz de chasse sous pression. Sous l'effet de ce gaz, l'effluent remonte par la tubulure de production et s'écoule par la tubulure de sortie de l'effluent. Parallèlement, on injecte par la tubulure 13 le condensat dans le gisement. Dès que l'on atteint un niveau minimum de l'effluent dans la capacité (figure 2c), on interrompt les injections de gaz de chasse et de condensat.
  • On procède ensuite au purgeage du gaz dans la capacité en transférant dans un premier temps le gaz de chasse sous pression dans un autre puits prêt à être chassé jusqu'à ce qu'on obtienne un équilibre des pressions dans les capacités des deux puits (figure 2d). Au cours de cette phase, l'effluent commence à remonter dans 1a capacité.
  • On procède ensuite, dans un second temps, au purgeage complet de la capacité (figure 2e) de sorte que l'effluent peut remonter jusqu'au niveau maximum précédemment mentionné. Un nouveau cycle peut alors recommencer.
  • Avec référence à la figure 3, la complétion du puits selon la figure 1 précédente est amendée par la création d'une chambre de stockage de gaz 30 sous pression, dans la partie supérieure du puits, et corrélativement par la diminution du volume "mort" de gaz ne participant pas à la chasse effective des liquides accumulés dans le cuvelage 1. En effet, il est intéressant, d'une part, de disposer d'un volant de gaz important sous pression, afin de faciliter, voire accélérer, les phases de chasse des liquides et permettre un redémarrage rapide de la production après une période d'arrêt, et d'autre part, occulter un volume "mort" croissant avec la déplétion du gisement. D'ailleurs, le ou les puits peuvent, en début d'exploitation, être complétés selon la figure 1, puis après déplétion partielle du gisement, être recomplétés selon la figure 3, tout en conservant si besoin est des équipements de fond tels que le bouchon étanche 3 et les accessoires qui y sont rattachés, et précédemment installés. Ce stockage de gaz peut être réalisé par la mise en place d'un bouchon permanent ou retirable 32 percé d'orifices étanchéifiables 33, 34, 35 et 36 .
  • L'orifice 33 permettra le passage des fluides expulsés jusqu'en surface par la tubulure 4.
  • L'orifice 34 permet l'injection des condensats depuis la surface jusqu'en dessous du bouchon inférieur 3 par l'intermédiaire de la tubulure continue 5.
  • L'orifice 35 permet l'admission et l'échappement du gaz de déplacement des fluides, au-dessus des liquides accumulés dans la capacité 9.
  • L'orifice 36 permet le passage du câble de transmission d'informations du fond jusqu'en surface.
  • Afin de simplifier le bouchon étanche 32, plusieurs des orifices 33, 34, 35 et 36 peuvent être rassemblés dans un passage commun au travers du bouchon 32.
  • La chambre de stockage de gaz 30 ainsi créée est alimentée ou soutirée par une tubulure plongeante 38 qui permettra la vidange éventuelle des liquides existants ou pouvant s'accumuler dans la partie inférieure de la chambre de stockage 30.
  • Pour certaines applications, la mise en place du bouchon étanche 32 ne peut avoir pour but que de diminuer l'espace mort dans la partie haute du cuvelage 1 ou d'éviter d'atteindre des pressions trop élevées en tête de cuvelage 1, la chambre 30 ainsi dégagée n'ayant alors pas de fonction particulière de stockage actif gaz.
  • D'autres applications conduiront à utiliser cette chambre de stockage 30 pour le stockage des condensats hydrocarbures liquides, et même plusieurs puits d'un gisement pourront avoir des chambres de stockage 30 remplissant simultanément et/ou successivement les trois fonctions précédemment définies de stockage gaz, espace "mort" et stockage condensat.
  • Les figures 4a et 4b schématisent la comparaison de l'évolution de la pression aux abords d'un puits débitant en continu sans injection de condensats, et l'évolution de la pression aux abords d'un puits débitant cycliquement avec injection de condensat. Sur la figure 4a est représentée, a titre de comparaison, l'évolution de la pression dans le gisement aux abords du puits si celui-ci est soutiré en continu ou par pompage continu. On voit que la pression qui à l'origine de l'exploitation (temps To) est représentée par une droite horizontale Co, va glisser à la courbe C1 après une durée d'exploitation T1 puis à la courbe C2, après un temps d'exploitation T2. Si après cette phase d'exploitation continue, le puits est fermé pendant un temps T3, la courbe C2 va glisser en sens inverse jusqu'à la courbe C3 et, par exemple, la pression à une distance R de l'axe du puits qui avait chuté à la valeur P2 remonte à la valeur P3.
  • Si maintenant sur la figure 4b est représentée l'évolution de la pression dans le gisement aux abords du puits dans lequel est effectué un soutirage cyclique on voit que la courbe représentant 1a pression dans le gisement aux abords du puits aura atteint le profil C2 après le temps T2 de soutirage du cycle. Le puits étant fermé, on peut dire que la pression évoluerait en sens inverse après un temps T3 de fermeture pour atteindre le profil C3, si il n'y avait pas d'injection de condensat miscible, par le puits dans la zone productrice. Mais l'injection de condensat va déplacer cette dernière courbe pour deux raisons simultanément.
  • Premièrement, sous l'effet de la baisse de viscosité du brut et sous l'effet de l'augmentation de la periméa- bilité relative au mélange pétrole brut-condensat, la remontée de pression sera plus rapide et la courbe C31 glissera en C32.
  • Deuxièmement, sous l'effet de la remontée de pression, du fait de l'injection de condensat par le puits, la courbe C32 passera à la courbe C3 toujours dans le même laps de temps T3. Comme le débit du puits est fonction directe de la baisse de pression, le débit instantané pourra être plus élevé et, d'autre part, la baisse de pression étant plus uniformément répartie dans un volume plus grand du gisement, des régions plus éloignées du puits que précédemment participeront à la production, par voie de conséquence la récupération du pétrole brut en place dans le gisement sera considérablement améliorée, sans pour autant faire intervenir obligatoirement des fluides étrangers.
  • Avec référence aux figures 5a à 5d, il est maintenant montré, sur un diagramme triple, l'évolution de la pression et l'état de remplissage ou de vidange du puits durant un cycle de production, en se référant à la complétion du puits selon la figure 1.
    • La figure 5a montre l'évolution de la pression du gaz de déplacement en tête du cuvelage principal 1 durant le cycle de production.
    • La figure 5b montre l'état de vidange et de remplissage de la capacité 9 intérieure au cuvelage principal 1.
    • La figure 5c montre l'évolution de la pression dans le fond du puits, en dessous du bouchon étanche 3, et
    • La figure 5d montre les phases pendant lesquelles peuvent être effectuées les injections de condensats.
  • Avec référence à la figure 6 il est maintenant montré le décalage des cycles de production pour quatre puits, par exemple courbes Pl, P2, P3, P4, de façon à limiter la puissance installée de compression du gaz de déplacement et obtenir un débit aussi régulier que possible de la production moyenne des quatre puits.
  • Un premier avantage des modes de réalisation précédemment décrits consiste en ce qu'on utilise cycliquement du gaz pour fournir l'énergie nécessaire à acheminer les hydrocarbures liquides au moins jusqu'en surface, la totalité ou une partie de ce gaz moteur étant extraite dans le ou les puits de production par dégazage partiel ou total des hydrocarbures qui y sont contenus, ledit gaz étant injecté et purgé alternativement afin de permettre, d'une part, la remontée de pression dans le gisement aux abords du puits de production et l'injection de condensats d'hydrocarbures dans ledit puits et ledit gisement, et, d'autre part, l'éjection des liquides contenus dans ledit puits. I1 est clair qu'en procédant de cette façon la pression au fond du puits pourra atteindre une valeur très basse, même bien inférieure aux pressions d'abandon de gisement généralement pratiquées, en tous cas inférieure au point de bulle du pétrole brut dans le gisement, sans pour autant générer de problèmes insurmontables, la capacité 9 aménagée dans le cuvelage principal 1 jouant alors le rôle de séparateur de phases liquide et gazeuse.
  • On provoque ainsi volontairement une respiration des puits, cette respiration étant ajustable à volonté depuis la surface, en fréquence, volume et pression dans les limites définies par les caractéristiques dimensionnelles des équipements des puits et par les caractéristiques des installations d'injection de gaz et de récupération des condensats, le débit de pétrole brut étant fonction de ses propres caractéristiques, de celles du gisement, de la différence de pression imposée au niveau du gisement, du volume et des caractéristiques du condensat injecté. En outre, la chasse en surface des liquides provisoirement stockés dans la capacité 9 du cuvelage principal 1, pourra être effectuée de manière lente ou rapide selon l'effet recherché c'est-à-dire lentement si l'on souhaite bénéficier d'un refroidissement par échange thermique avec les terrains traversés jusqu'en surface, voire la mer, ou rapidement si l'on veut diminuer les déperditions calorifiques.
  • Ainsi, ce procédé perfectionné est applicable à des gisements en cours de déplétion, voire déjà abandonnés.
  • Il est clair également que l'énergie complémentaire fournie au pétrole brut pour lui permettre d'atteindre les installations de surface n'est pas transmise par des organes mécaniques ni électriques depuis la surface, ce qui rend ce procédé particulièrement intéressant pour l'exploitation des puits fortement déviés de la verticale, voire horizontaux, lesdits puits pouvant être situés à terre ou en mer, sans vraiment de limitations du fait de la profondeur d'eau au droit des puits et/ou du gisement, et permettant ainsi l'implantation des installations de production de surface à distance du gisement sans nécessiter surtout un accès vertical ou subvertical permanent au droit desdits puits ou dudit gisement.
  • Il arrive également que la matrice du gisement soit hétérogène et que le cheminement du pétrole soit favorisé dans des canaux préférentiels (fingering et channelling). Dans ce cas, la production du ou des puits sera alimentée par des zones de plus en plus lointaines des puits, alors que des zones recellant des quantités importantes de pétrole situées au voisinage des puits ne participeront que très peu à la production, ce pétrole piégé restant habituellement en place dans le gisement jusqu'à l'abandon de l'exploitation. L'injection de condensat dans le gisement, suivie de production (rocking), va permettre par imbibition et solubilisation d'atteindre ces zones autrement inexploitables.
  • Un deuxième avantage, obtenu par l'installation selon l'invention, consiste en ce que l'on fait alterner, pour chaque puits, des périodes de production du gisement, suivies de périodes de remontée de pression dans le gisement durant lesquelles une injection de condensats hydrocarbures sera effectuée. Les fluides produits par le gisement et mélangés aux condensats hydrocarbures sont stockés en fond de puits pendant le débit du gisement et sont éjectés par un gaz de chasse,,de préférence le gaz associé au pétrole brut récupéré en surface et recomprimé avec extraction des condensats hydrocarbures, durant les périodes de remontée de pression dans le gisement.
  • Un troisième avantage selon l'invention consiste en ce que l'on favorise l'écoulement du pétrole brut dans la matrice du gisement par lessivage avec des condensats hydrocarbures de préférence extraits de l'effluent du gisement et réinjectés dans le gisement. Cette injection est effectuée de façon discontinue, de préférence pendant les périodes de remontée de pression du gisement, afin de permettre la pénétration de la matrice par les condensats, ce qui conduit à plusieurs effets concourants à l'augmentation de la récupération des fluides du gisement et de la productivité des puits.
  • Un quatrième avantage consiste en ce que, dès lors qu'un excédent de condensat sera constitué jour après jour, on stocke ce volume excédentaire et on l'injecte périodiquement dans au moins un puits dont le cycle de production sera arrêté pendant une durée suffisante, de façon à permettre l'injection elle-même puis l'im aibition de la matrice du gisement dans des régions de plus en plus lointaines qui ne seraient pas atteintes par les injections effectuées durant les cycles normaux de production. Dès que la déplètion du gisement sera jugée suffisante, la totalité des condensats excédentaires disponibles sera injectée dans un ou plusieurs puits et déplacée vers les autres puits demeurant en production, par le pompage d'un fluide de déplacement caractérisé par un rapport de mobilité favorable entre le fluide de déplacement et les condensats afin d'effectuer un balayage dont le front de déplacement sera stabilisé et améliorer ainsi la récupération du pétrole brut encore contenu dans le gisement.
  • Un cinquième avantage procuré par l'invention consiste en ce que l'on injecte, de façon continue ou discontinue, une partie des condensats, en tête du cuvelage principal 1, par l'intermédiaire d'une vanne automatique ou manuelle de façon à éviter le figeage, en particulier durant les périodes de démarrage, du pétrole ayant subi un refroidissement dans la partie supérieure du puits.
  • En outre, ce perfectionnement permettra d'effectuer l'ajout directement dans le puits d'agents physico-chimiques permettant de contrôler ou de maîtriser des problèmes pouvant survenir ultérieurement dans les installations de production, tels que le moussage ou l'émulsification.
  • I1 permet également d'ajuster si nécessaire la densité et la viscosité du pétrole ou du mélange remontant des profondeurs du puits.
  • L'injection de ce condensat pourra être effectuée dans la partie annulaire du puits a l'aide d'une tubulure séparée, ou conjointement avec l'injection du gaz moteur nécessaire à l'éjection des fluides du puits si ce dernier est requis pour assurer le débit du puits.
  • Un sixième avantage procuré par l'invention consiste en ce que l'on compense, dans la partie du puits soumise à leurs effets, les variations de températures provoquées par la détente du gaz moteur ou autre, et/ou la baisse de température correspondant au gradient géothermique durant les phases de remplissage et de stabilisation du puits, ces dernières pouvant conduire au dépôt et/ou à l'accumulation des composants du pétrole brut à point de figeage élevé ou à haute viscosité, gênant ou empêchant la mise en oeuvre correcte du procédé faisant objet du brevet européen n° 0 089 986.
  • Avec référence à la figure 1, un système 20 de réchauffage par résistance électrique, serpentin de vapeur ou de fluide chaud peut être installé dans la partie supérieure du puits. Il pourra être auto-régulant ou régulé par un dispositif connu se basant sur la température de sortie de t'effluent par exemple.
  • Un septième avantage consiste en ce que l'on peut stabiliser les condensats issus des unités de récupération (références 9 et ou 6 de la figure du brevet susmentiormé) placées en surface et en particulier les condensats froids contenant une quantité importante de méthane et d'éthane. En effet, pour de nombreuses applications, il n'apparaît pas souhaitable d'injecter dans le fond du puits et, surtout dans le gisement, des condensats trop légers risquant de générer une production de gaz intempestive, ou de passer le point de bulle des condensats eux-mêmes durant leur acheminement vers le fond du puits, entravant ainsi le cheminement des condensats par piégeage du gaz (vapeur lock).
  • Cette stabilisation pourra s'effectuer par une élévation de température et/ou une baisse de pression de ces condensats par un procédé bien connu avec prélèvement d'une partie des composants les plus légers et leur réincorporation éventuelle dans l'effluent en cours de traitement en un point tel qu'il y ait compatibilité de pression ou que le procédé en soit bénéficiaire. Mais elle pourra aussi s'effectuer, afin de conserver une quantité et/ou une qualité optimum du condensat, par le remélange avec une partie de l'effluent liquide pris dans, ou en aval de l'unité de séparation (référence 4 du brevet européen susmentionné).
  • En procédant de cette façon il sera, en particulier, possible d'ajuster le point de bulle du condensat aux variations des conditions thermodynamiques du gisement provenant de sa déplétion, ou bien d'affiner la solution à des problèmes de relèvement de nappe d'eau (water conning) ou de rabaissement de nappe de gaz (gaz conning), ou encore de particulariser la composition du condensat pour résoudre des problèmes de pétrole à point de figeage élevé. Dans ce dernier cas il peut être souhaitable de dévier une partie des liquides produits dans l'unité 4 du brevet susmentionné (side stream) et d'en extraire par des moyens classiques une coupe intermédiaire d'hydrocarbure qui sera ensuite injectée dans le gisement, remélangée ou non aux condensats, afin d'en renforcer le pouvoir solubilisant selon l'application, à moins que cette coupe ne serve de base à la génération d'un solvant plus sélectif propre à résoudre le problème posé, directement au voisinage des installations objet du brevet susmentionné, dans le but évident de diminuer les coûts et aléas de transport et éviter les problèmes d'imcompatibilités physico-chimiques si ledit solvant était généré à partir du pétrole d'un autre gisement.
  • La figure 7 présente un mode de réalisation comportant des variantes d'installation permettant de réchauffer efficacement le pétrole accumulé dans le puits, durant sa phase d'éjection, et, conjointement, de générer l'énergie nécessaire à l'évacuation des liquides jusqu'en surface.
  • I1 est réalisé par exemple par la mise en place dans un cuvelage principal 1 d'un bouchon étanche 3 percé d'un ou plusieurs orifices étanchéifiables 17, 18, placé au-dessus du niveau de la zone productrice 15.
  • L'orifice 17 reçoit un clapet de pied 6 racccordê ou non par une tubulure crépinée à la tubulure de production 4 équipée elle-même d'un clapet de pied 7.
  • L'orifice 18 permet le passage d'une tubulure 5 d'injection de condensats depuis la surface du sol jusqu'au niveau de la zone productrice. On notera que l'orifice 17 peut être équipé d'un noyau étanche permettant le passage simultané du clapet de pied 6 et de la tubulure d'injection de condensat 5, ceci afin de simplifier le bouchon étanche 3 et les procédures de mise en place des différents éléments.
  • En surface, le puits est équipé d'une tubulure d'amenée de condensat 13, d'une tubulure d'évacuation de l'effluent 12, d'une conduite d'amenée d'air ou de mélange air-gaz ou air-hydrocarbures pulvérisés 44 au travers d'un carburateur d'un modèle connu 45, cette dernière tubulure pouvant se prolonger à l'intérieur du cuvelage 1 et se terminer par une crépine 46 répartissant l'air ou le mélange injecté sur une certaine hauteur dans la partie supérieure du cuvelage principal 1, d'une tubulure d'échappement 47 munie d'une soupape de sécurité contre la pression 48, et finalement d'un moyen d'allumage 49 par arc électrique point chaud ou autre.
  • Le fonctionnement de cette installation sera alors le suivant : dès que le niveau dans le puits a atteint un niveau jugé suffisant 50, il est procédé à l'injection d'air ou de mélange carburant-air par la tubulure 46. Dès que le volume et surtout la pression en tête du cuvelage 1 a atteint une valeur susceptible de ne pas mettre en danger l'ouvrage après explosion il est procédé à l'allumage du mélange par le dispositif 49. L'explosion amortie par le volume de gaz hydrocarbure sous-jacent et ne pouvant participer à la combustion par manque de comburant, va créer une surpression fermant le clapet de pied 6 et chassant une partie des liquides accumulés dans le cuvelage principal 1 jusqu'en surface par la tubulure 4 au travers du clapet de pied 7. Les liquides ainsi chassés seront réchauffés pendant leur transit dans la tubulure 4 au travers de la zone où la combustion s'est développée.
  • Dès que les liquides cessent de couler en surface par la tubulure 4, la tubulure 47 sera ouverte en surface pour permettre l'évacuation des gaz brûlés ainsi que le remplissage du puits par la pression de la couche. Le puits sera alors prêt pour un nouveau cycle.
  • Si il est accepté une retombée des liquides de la tubulure 4, en fin de chasse, ou si une partie des gaz peut s'échapper par l'extrémité inférieure de la tubulure 4, le clapet de pied 7 peut être supprimé tel que représenté sur la figure 7b dans la vue partielle du fond de puits.
  • Avec référence à la figure 7c, si le volume des liquides accumulé dans la partie basse du cuvelage principal 1 est faible, la réduction de l'espace mort 55 en tête de puits sera obtenue par la mise en place d'un chemisage 56 étanche à son extrémité inférieure ou non, ceci dans le but de régler la pression et le volume des gaz de chasse et créer une enceinte interchangeable dans la partie haute du puits soumise au contact de la combustion et à une corrosion relativement intense.
  • Un ou plusieurs des perfectionnements ci-dessus décrits pourront être utilisés simultanément selon les condi-i ti:ons du gisement et le problème à résoudre.

Claims (18)

1 - Installation de production pour la mise en oeuvre du procédé de production de gisements d'hydrocarbures, selon la revendication 8 du brevet européen n° 0 089 986, caractérisée e n ce qu'elle comprend :
- au moins un cuvelage étanche (1) dont la base est en communication avec le gisement (15) ;
- au moins un bouchon étanche (3), disposé dans la partie inférieure du cuvelage (1) et réalisant, avec la partie supérieure de celui-ci une capacité (9) ;
- au moins un conduit (14) débouchant dans la partie supérieure de ladite capacité, ce conduit (14) permettant de réaliser dans la capacité (9) soit une purge de gaz, soit une injection de gaz sous pression :
- une tubulure d'injection (13) de condensat traversant la capacité et débouchant dans la base du cuvelage (1) au-delà dudit bouchon (3) ;
- une tubulure de production (4) traversant ladite capacité (9) et éventuellement ledit bouchon (3), cette tubulure communiquant, dans sa partie supérieure, avec une tubulure de sortie de l'effluent (12) et dans sa partie inférieure avec le volume intérieur du cuvelage (1) en aval du bouchon (3) ainsi qu'avec ladite capacité, par l'intermédiaire d'un système d'obturation permettant d'obtenir un cycle de fonctionnement comprenant au moins les phases suivantes:
- au cours d'une phase initiale, le système d'obturation laisse le passage de l'effluent à l'intérieur de la capacité (9) qui dès lors se remplit.
- au cours d'une seconde phase pendant laquelle un gaz sous pression est injecté dans la capacité (9) par le susdit conduit (14), le système d'obturation empêche le retour de l'effluent contenu dans la capacité (9), vers le gisement (15), tandis qu'il autorise son passage vers la tubulure de sortie (12) par la tubulure de production (4) (chasse à gaz), cette seconde phase comprenant en outre simultanément une injection de condensats dans le gisement (15), et
- au cours d'une troisième phase le système d'obturation retient éventuellement la colonne d'effluent dans la tubulure de production (4) et autorise le passage, vers la capacité (9), de l'effluent mélangé aux condensats injectés dans le gisement, de sorte qu'un nouveau cycle peut recommencer.
2 - Installation selon la revendication 1, caractérisé en ce que le susdit système d'obturation comprpnd, dans la partie inférieure de la tubulure de production (4), au moins un clapet de pied anti-retour (6) situé en aval de l'orifice de communication entre la tubulure de production (4) et la capacité (9).
3 - Installation selon la revendication 1, caractérisée en ce que le susdit système d'obturation comprend, dans la partie inférieure de la tubulure de production (4), deux clapets de pied anti-retour (6, 7) disposés en série et en ce que l'orifice de communication entre la tubulure de production (4) et la capacité (9) est situé entre les deux clapets (6, 7).
4 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens permettant de transmettre le gaz sous pression accumulé dans la capacité (9) en fin de chasse des liquides, dans un autre puits équipé d'une installation similaire se trouvant prêt à être chassé jusqu'à l'équilibre des pressions entre les deux puits.
5 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que les susdits clapets de pied (6, 7) sont retirables simultanément ou indépendamment l'un de l'autre, par l'intérieur de la tubulure de production (4), et réancrables après vérification ou échange en surface.
6 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que le clapet de pied (7) situé au-dessus de l'orifice de communication entre la tubulure de production (4) et la capacité (9), ainsi que ladite tubulure de production (4) peuvent être abaissés pas à pas, selon le but recherché.
7 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que la tubulure de production (4) comprend un ou plusieurs orifices calibrés, convenablement répartis, permettant au gaz accumulé dans le haut de la capacité (9) de pénétrer dans la tubulure (4) durant la chasse des liquides, ceci dans le but de diminuer la densité moyenne de la colonne de fluide circulant dans la tubulure (4) et de favoriser le débit.
8 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que les clapets de pied (6, 7) sont situés en face et même en dessous du niveau du gisement (15) afin de permettre le soutirage du gisement et en ce que, dans ce cas, la partie de la tubulure de production comprise entre les deux clapets de pied (6, 7) est raccordée à la capacité (9) par l'intermédiaire d'un conduit.
9 - Installation selon la revendication 1, caractérisée en ce que, pour permettre l'inversion des circulations, le cuvelage (1) est obturé par deux bouchons étanches (3, 31) que traverse la tubulure d'injection de condensats (5), en ce que ces deux bouchons (3, 31) délimitent une chambre intermédiaire (31') dans laquelle débouche la tubulure de production (4), en ce que la capacité (9) qui se trouve alors délimitée par le bouchon supérieur (31) communique avec la chambre intermédiaire (31') au moyen d'un conduit équipé d'un clapet de pied (7), en ce que le bouchon inférieur (3) comprend un passage vers le gisement équipé d'un second clapet de pied (6) et en ce que le cuvelage (1) peut en outre comprendre, dans sa partie supérieure, une conduite de sortie (14) pouvant servir à l'évacuation de l'effluent et du condensat.
10 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu'elle comprend en outre un bouchon étanche supplémentaire (32) monté dans la partie supérieure du cuvelage (1) de manière à séparer la susdite capacité en deux chambres, à savoir, une chambre supérieure (30) pouvant servir au stockage d'un gaz ou même de liquides tels que par exemple les condensats et une chambre inférieure remplissant les fonctions de la susdite capacité (9), ledit bouchon supplémentaire (32) étant traversé par au moins la tubulure de production (4), la tubulure d'injection des condensats (5) et par une tubulure traversant la chambre supérieure (30) et servant à l'entrée et à la sortie du gaz de chasse pour la chambre inférieure (capacité 9), ladite installation pouvant en outre comprendre une tubulure plongeante (38) permettant d'alimenter ou de soutirer un gaz dans la chambre supérieure (30) ainsi que de vidanger éventuellement les liquides existants ou pouvant s'accumuler dans la partie inférieure de la chambre (30).
11 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu'elle comprend une vanne automatique ou manuelle permettant d'injecter, de façon continue ou discontinue, une partie des condensats en tête de cuvelage (1) de façon à éviter le figeage, en particulier durant les périodes de démarrage, de l'effluent ayant subi un refroidissement dans la partie supérieure du puits.
12 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens de chauffage (20) installés dans la partie supérieure du cuvelage (1), ces moyens de chauffage pouvant être auto-régulant ou régulés par un dispositif connu se basant, par exemple, sur la température de sortie de l'effluent.
13 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens permettant de stabiliser les condensats, et, en particulier, les condensats froids contenant une quantité importante de méthane et d'éthane, ces moyens pouvant effectuer une élévation de température et/ou une baisse de pression des condensats avec prélèvement éventuel d'une partie des composants les plus légers et leur réincorporation éventuelle dans l'effluent en cours de traitement, par exemple en un point tel qu'il y ait compatibilité de pression.
14 - Installation selon la revendication 13, caractérisée en ce que les susdits moyens effectuent un recyclage du condensat avec une partie de l'effluent liquide.
15 - Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu'elle comprend des moyens de réchauffer efficacement l'effluent amendé dans le puits et de générer conjointement l'énergie nécessaire à l'évacuation des liquides jusqu'en surface.
16 - Installation selon la revendication 15, caractérisée en ce qu'elle comprend :
- un cuvelage (1) étanché équipé dans sa partie inférieure d'un bouchon étanche (3) percé d'au moins un orifice (17) recevant un premier clapet de pied (6) ;
- une tubulure de production (4) s'étendant à l'intérieur du cuvelage et éventuellement équipée d'un second clapet de pied (7) situé au-dessus du bouchon (3), cette tubulure pouvant être éventuellement raccordée au premier clapet (6) par exemple par une tubulure crépinée ;
- une tubulure (5) d'injection de condensats depuis la surface, cette tubulure s'étendant le long du cuvelage et passant au travers du bouchon (3) ;
- une tubulure (12) d'évacuation de l'effluent raccordée en surface à la tubulure de production (4) ;
- une tubulure d'amenée de condensat (13) raccordée en surface à la tubulure d'injection des condensats (5) ;
- une tubulure (44) d'amenée d'air ou de mélange air-gaz ou air-hydrocarbure pulvérisés au travers d'un carburateur (45), cette tubulure pouvant se prolonger à l'intérieur du cuvelage et se terminer par une crépine (46) répartissant l'air ou le mélange injecté sur une certaine hauteur, dans la partie supérieure du cuvelage (1) ;
- une tubulure d'échappement (47) munie d'une soupape de sécurité (48) contre la pression ;
- un moyen d'allumage (49) par un arc électrique, point chaud ou analogue, permettant de provoquer l'explosion du mélange air-carburant injecté dans le cuvelage (1).
17 - Installation selon la revendication 16, caractérisé en ce que le cuvelage (1) comprend, dans sa partie supérieure, un chemisage étanche ou non (56) réalisant un espace mort (55), dans le but de régler la pression et le volume des gaz de chasse et créer une enceinte interchangeable dans la partie haute du cuvelage (1) soumise au contact de la combustion et à une corrosion relativement intense.
18 - Procédé pour la mise en oeuvre de l'installation selon l'une des revendications précédentes.
EP84401749A 1983-05-06 1984-08-31 Production de gisements d'hydrocarbures avec réinjection d'effluents dans le gisement Withdrawn EP0172971A1 (fr)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8307600A FR2545533B2 (fr) 1983-05-06 1983-05-06 Installation pour la mise en production de gisements d'hydrocarbures avec reinjection d'effluents dans le gisement ou dans le ou les puits et procede pour la mise en oeuvre de cette installation
EP84401749A EP0172971A1 (fr) 1983-05-06 1984-08-31 Production de gisements d'hydrocarbures avec réinjection d'effluents dans le gisement

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8307600A FR2545533B2 (fr) 1983-05-06 1983-05-06 Installation pour la mise en production de gisements d'hydrocarbures avec reinjection d'effluents dans le gisement ou dans le ou les puits et procede pour la mise en oeuvre de cette installation
EP84401749A EP0172971A1 (fr) 1983-05-06 1984-08-31 Production de gisements d'hydrocarbures avec réinjection d'effluents dans le gisement

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP0172971A1 true EP0172971A1 (fr) 1986-03-05

Family

ID=26095195

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP84401749A Withdrawn EP0172971A1 (fr) 1983-05-06 1984-08-31 Production de gisements d'hydrocarbures avec réinjection d'effluents dans le gisement

Country Status (2)

Country Link
EP (1) EP0172971A1 (fr)
FR (1) FR2545533B2 (fr)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0274785A (ja) * 1988-09-09 1990-03-14 Intevep Sa オイルの取出し装置とその方法
EP0411059A1 (fr) * 1988-07-29 1991-02-06 AMANI, Mahmood Elimination de liquides accumules dans des puits d'hydrocarbures
US5806598A (en) * 1996-08-06 1998-09-15 Amani; Mohammad Apparatus and method for removing fluids from underground wells

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2545533B2 (fr) * 1983-05-06 1986-12-26 Chaudot Gerard Installation pour la mise en production de gisements d'hydrocarbures avec reinjection d'effluents dans le gisement ou dans le ou les puits et procede pour la mise en oeuvre de cette installation

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1499509A (en) * 1922-10-19 1924-07-01 Irwin L Dunn Method of and apparatus for removal of fluids from wells
US3373805A (en) * 1965-10-14 1968-03-19 Exxon Production Research Co Steam lifting of heavy crudes
US3735815A (en) * 1971-07-19 1973-05-29 Dresser Ind Method and apparatus for producing multiple zone oil and gas wells
US3797968A (en) * 1972-02-22 1974-03-19 William George Apparatus for flowing liquid from a well
US3884299A (en) * 1972-12-11 1975-05-20 Blount R E Well pump for fluids and vapors
US3894583A (en) * 1974-08-09 1975-07-15 Thomas H Morgan Artificial lift for oil wells
DE3004656A1 (de) * 1979-02-22 1980-09-04 Kalina Alexander Ifaevich Verfahren und einrichtung zum heben von bohrlochfluids mittels gas
US4243102A (en) * 1979-01-29 1981-01-06 Elfarr Johnnie A Method and apparatus for flowing fluid from a plurality of interconnected wells
FR2514071A1 (fr) * 1981-10-06 1983-04-08 Chaudot Gerard Procede de production de gisements d'hydrocarbure avec reinjection d'effluents dans le gisement ou dans le ou les puits et installation pour la mise en oeuvre dudit procede
FR2545533A2 (fr) * 1983-05-06 1984-11-09 Chaudot Gerard Installation pour la mise en production de gisements d'hydrocarbures avec reinjection d'effluents dans le gisement ou dans le ou les puits et procede pour la mise en oeuvre de cette installation

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1499509A (en) * 1922-10-19 1924-07-01 Irwin L Dunn Method of and apparatus for removal of fluids from wells
US3373805A (en) * 1965-10-14 1968-03-19 Exxon Production Research Co Steam lifting of heavy crudes
US3735815A (en) * 1971-07-19 1973-05-29 Dresser Ind Method and apparatus for producing multiple zone oil and gas wells
US3797968A (en) * 1972-02-22 1974-03-19 William George Apparatus for flowing liquid from a well
US3884299A (en) * 1972-12-11 1975-05-20 Blount R E Well pump for fluids and vapors
US3894583A (en) * 1974-08-09 1975-07-15 Thomas H Morgan Artificial lift for oil wells
US4243102A (en) * 1979-01-29 1981-01-06 Elfarr Johnnie A Method and apparatus for flowing fluid from a plurality of interconnected wells
DE3004656A1 (de) * 1979-02-22 1980-09-04 Kalina Alexander Ifaevich Verfahren und einrichtung zum heben von bohrlochfluids mittels gas
FR2514071A1 (fr) * 1981-10-06 1983-04-08 Chaudot Gerard Procede de production de gisements d'hydrocarbure avec reinjection d'effluents dans le gisement ou dans le ou les puits et installation pour la mise en oeuvre dudit procede
FR2545533A2 (fr) * 1983-05-06 1984-11-09 Chaudot Gerard Installation pour la mise en production de gisements d'hydrocarbures avec reinjection d'effluents dans le gisement ou dans le ou les puits et procede pour la mise en oeuvre de cette installation

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0411059A1 (fr) * 1988-07-29 1991-02-06 AMANI, Mahmood Elimination de liquides accumules dans des puits d'hydrocarbures
EP0411059A4 (en) * 1988-07-29 1991-12-11 Mahmood Amani Removal of accumulated liquids in hydrocarbon wells
JPH0274785A (ja) * 1988-09-09 1990-03-14 Intevep Sa オイルの取出し装置とその方法
US5806598A (en) * 1996-08-06 1998-09-15 Amani; Mohammad Apparatus and method for removing fluids from underground wells

Also Published As

Publication number Publication date
FR2545533A2 (fr) 1984-11-09
FR2545533B2 (fr) 1986-12-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0251881B1 (fr) Méthode de production assistée d'un effluent à produire contenu dans une formation géologique
CA2209515C (fr) Procede et installation de pompage d'un effluent petrolier
CA2699203C (fr) Installation et procede de production d'hydrocarbures
FR2621350A1 (fr) Methode d'exploitation de gisements renfermant de l'hydrogene sulfure
NO820457L (no) Framgangsmaate og apparat for utvinning av hydrokarboner fra hydrokarbon-holdige faste hydrater
WO2009050367A2 (fr) Dispositif de separation liquide/gaz horizontal et procede de separation, notamment des phases liquide et gazeuse d'un petrole brut
FR2492452A1 (fr) Procede pour assister la recuperation de petrole dans une formation petrolifere
JP2014502322A (ja) ハイドレートからメタンガスを回収するｉｎＳｉｔｕの方法
CA2535251C (fr) Procede d'amelioration d'extraction du petrole brut et installation mettant en oeuvre ce procede
EP2139576B1 (fr) Dispositif de separation liquide/gaz et procede de separation liquide/gaz, notamment les phases liquide et gazeuse d'un petrole brut
CA2691399C (fr) Methode de recuperation d'huile ou de bitume par injection d'un fluide de recuperation et d'un agent de diversion
US4649994A (en) Installation for bringing hydrocarbon deposits into production with reinjection of effluents into the deposit or into the well or wells
EP0172971A1 (fr) Production de gisements d'hydrocarbures avec réinjection d'effluents dans le gisement
EP0843124B1 (fr) Procédé de transport d'un fluide dans une conduite comportant une structure poreuse
CA2033357C (fr) Methode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection controlee de fluide provenant d'une zone voisine que l'on relie a la premiere par un drain traversant une couche intermediaire peu permeable
FR2694785A1 (fr) Méthode et système d'exploitation de gisements pétroliers.
EP0075515A1 (fr) Procédé et installation de récupération du pétrole par combustion in situ
CA2054818C (fr) Methode pour favoriser l'injection de fluides dans un puits de production
EP3870802A1 (fr) Procede et systeme d'injection de gaz en sous-sol
EP4053395A1 (fr) Procédé de production d'électricité dans une plateforme pétrolière et installation de mise en oeuvre
EP1182355B1 (fr) Dispositif pour drainer un sol en profondeur
FR2772826A1 (fr) Procede et outil pour traiter au moins la paroi d'une zone critique d'un trou de forage
FR2954398A1 (fr) Procede d'extraction d'hydrocarbures
CA2054781C (fr) Methode et dispositif pour consolider une formation traversee par un puits devie
FR2707270A1 (fr) Puisard pour cavité de stockage souterrain d'hydrocarbures à maintenance et exploitation simultanées.

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE CH DE GB IT LI LU NL SE

17P Request for examination filed

Effective date: 19860127

17Q First examination report despatched

Effective date: 19870429

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 19871110