EP0364362A1 - Procédé et dispositif de diagraphie en puits de production non éruptif - Google Patents
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Definitions
- the present invention relates to a method and a device for logging production in inclined or horizontal wells.
- this mode of production (1st non-selective phase, 2nd selective phase) can, in some cases, be the cause of a decrease in ultimate recovery.
- the first solution (selectivity from the start of production) therefore seems more attractive on a technical level, but not necessarily on an economic level.
- the case of the perforated tube is that which combines all the difficulties. This is what will be considered later, the cases of production measurements within other completions can be obtained by introducing the corresponding simplifications.
- the present invention relates to the case where the well is non-eruptive and must be activated to produce.
- the present invention can also be applied to vertical wells.
- the essential purpose of a production log is to provide the flow profile of each phase along the drain. This result is obtained by carrying out and interpreting one or more measurements made in the well.
- the main common measures are: - "spinner” type measurement.
- Devices of this type provide the rotational speed of a propeller driven by the flow. The measurement therefore depends essentially on the flow speed of the fluid, but also on its viscosity.
- the problems associated with this type of measurement arise essentially from the heterogeneity of the velocity field in a cross section of the well, from the stratified nature of the flow, from a possible difference in the flow velocities of each phase, from possible counter-current movements, for example with a flow in the opposite direction behind the tube (case of non-cemented completion) or, if a dispersed flow can be obtained, the need to know the composition of the fluid in each phase and the viscosity of the mixture .
- a casing is used, generally designated in English by "tubing" for lowering the measuring tools.
- the well is activated to carry out the measurements.
- the casing can be fitted using a pump enabling the well to be activated.
- the drive mode of the pump will then be either electric or hydraulic (turbopump or jet pump).
- the present invention relates to a method for carrying out production logs in a non-eruptive well having or not an inclined or horizontal part according to this method, the well is activated to cause its production, effluents are produced on both sides.
- a device ensuring the sealing of the annular space comprised between the casing (tubing) and the perforated tube and at least some of the effluents coming from the upstream of the flow relative to the device are treated by first measuring means sealing.
- the first measurement means will be able to process substantially all of the upstream flow.
- the second measurement means will be able to process substantially all of the downstream flow.
- conservation reports may be carried out, in particular debits from one or more phases or species.
- the first measurement means can be calibrated by eliminating the downstream flow.
- the present invention also relates to a device for carrying out production logs in a non-eruptive well, this device comprises activation means for activating the production of the well, a device for sealing the annular space, first measurement means , these means being placed upstream of said sealing device, the measurement means being adapted to treat at least part of the upstream flow.
- This device may include an opening between the activation means and the sealing device.
- the device may include second measurement means which can treat at least part of the downstream flow, the inlet of these second measurement means being connected to the opening.
- the device may also include means for separating the flow coming from upstream from the flow coming from downstream, relative to said sealing device.
- the device may include means for measuring the pressures or pressure differences on either side of said sealing device.
- the device may include means for adjusting the pressure difference prevailing in the annulus of the well on either side of the sealing device.
- the pressure measurement means can measure this pressure difference and at least one of the upstream or downstream pressures prevailing in the annular of the well on either side of the device sealing.
- the activation means may include an electric motor or a hydraulic motor.
- the activation means, and the measurement means may be fixed to the end of a casing.
- the activation means may include a hydraulic motor powered by a secondary casing placed in said casing
- the device and method according to the present invention apply to vertical, inclined or horizontal wells.
- Information can be transmitted from the bottom of the well by electromagnetic waves, by mud wave or by electric cable.
- the device according to the invention may include means for transmitting information by electromagnetic waves.
- the sealing means are placed substantially at the same level as the first measuring means.
- FIG. 1 represents a production well 1 in which it is desired to carry out measurements of characteristics of fluid flow linked to the formation along the part of the well in production, these measurements having to account for variation of certain characteristics between different points of the production area of the well 1.
- This well comprises a substantially vertical part not shown and a part 3, substantially horizontal or inclined relative to the vertical, in which oil production is carried out in normal operation.
- This production zone comprises a tube 4 perforated over at least part of its length. It is through the perforations that the flow of fluid from the geological formation takes place during activation.
- the present invention proposes to obtain information on these flows and this in a differentiated manner for several locations of the production part of the well.
- Such information may be the flow rate, or the composition of the mixture produced.
- the present invention can in particular make it possible to know the flow rate as a function of the curvilinear abscissa along the production drain. Thus, for example, it is possible to determine the portions of the drain for which water is mainly produced and to intervene on these portions.
- Reference 6 designates the casing of the well in the non-production area and reference 7 designates the shoe at the end of the casing.
- a casing 8 is lowered into the well comprising a means of activating the production comprising a pump 9 and measuring equipment 10.
- the reference 12 designates the annular part between the tube 4 and the casing 8. It is in this zone that the protectors 11 are located.
- the tube 4 can be cemented (as shown in Figure 1) or not (see Figure 2).
- the pump 9 is activated by an electric motor which is integrated into it.
- This motor is powered by an electric cable 14 located in the annular zone 12, as well as in the annular zone 13 located between the casing and the casing 6 over the entire length of the casing.
- This arrangement allows the electrical connection between the motor and the cable to be made on the surface.
- the electric cable 14 is unwound on the surface as the elements constituting the casing 8 are assembled. This assembly is accompanied by an increasing penetration of the motor-pump assembly into the well.
- the casing 8 is sealed over its current length relative to the annular space 12.
- the fluid which enters the casing is that which has been treated by the pump 9.
- the intermediate zone 15 of the casing situated between the pump 9 and the measuring equipment 10 has openings 16.
- the measuring equipment 10 is traversed by the flow of fluids coming from upstream from the well, considering the direction of flow of the fluid coming from the upstream part 18 and going towards the inlet of the pump 9.
- the measuring equipment 10 can include a flow channel within it.
- the pump 9 when it is desired to carry out measurements such as flow measurements, the pump 9 is activated by supplying it with electricity by the cable 14.
- the well is activated and the pump delivers fluid from the downstream part 17 and the upstream part 18 considered in the direction of flow relative to the measuring means 10.
- the fluid coming from the downstream part 17 reaches the pump through openings 16 and the fluid coming from the upstream part 18 passes through the measuring equipment 10. Due to the existence of the openings 16, the measuring equipment 10 appreciably treats only the fraction of the effluent coming from the upstream part of the production drain. Thus, a selective measurement is obtained. It then suffices to move the pump and measuring equipment assembly by adding or removing a certain number of elements from the casing to achieve a new measurement location and perform measurements.
- FIG. 2 represents a variant of the embodiment of FIG. 1.
- the motor and pump assembly is supplied with energy by a cable 19 which runs inside the casing 20 and is connected to the motor by a bottom connector 21.
- the reference 22 designates a connector with side entry allowing the passage of the cable 19 in the annular space 23 of the well. This solution makes it possible to reduce and in certain cases to eliminate the routing of the cable in the annular space of the deviated or horizontal part of the well.
- the establishment of the cable 19 and its connection to the bottom connector is done in a conventional manner.
- a transmission of the data for example digital data obtained by the measuring equipment could be conceived using the power conductor (s) contained in the cables 9 or 19.
- FIG. 3 represents an embodiment according to which the activation pump is driven by a hydraulic fluid motor, such as a so-called “sparrow” type hydraulic lobe motor.
- a casing 24 is lowered into the well.
- This tubing has two parts.
- the first part 25 of the casing is separated from the second part of the casing 26 by a sealed element 27 such as a flange.
- annular space 29 between the second part 26 of the casing and the secondary casing communicates with the discharge orifices 30 of the pump 9. Furthermore, this annular space 29 communicates with the annular space 34 between the first part of the casing and the casing by means of openings 31 made in the vicinity of the upper end of the second part 26 of the casing above the sealed element 27.
- the reference 32 designates sealing means such as cups. These cups seal between the casing 33 and the casing 24.
- annular space between the casing 33 and the casing 24 is divided into two.
- the cups 32 are located below the openings 31.
- the upper annular space 34 located between the casing 24 and the casing 33 communicates through the openings 31 with the annular space 29 located between the secondary casing 28 and the internal wall of the second part 26 of the casing 24.
- the lower annular space 35 is delimited by the casing 33, the cups 32 and the external wall of the second part 26 of the casing 24.
- the working fluid which feeds the hydraulic motor is transferred from the surface pumps 100 through the first part 25 of the casing 24, through the secondary casing, into the hydraulic motor which drives the pump 9 and is then discharged, at the same time as the fluid pumped from the drain, through the discharge orifices 30 towards the annular space 29, it passes through the openings 31 to join the upper annular space 34 and then join the surface where it can be treated by equipment 110.
- the sealed cups 32 prevent it from joining the lower annular space 35.
- the measurements made at the bottom of the well could be transmitted to the surface using pressure pulses in the circuit of the pump's working fluid (type MWD mud wave transmission).
- Reliability of production measurements and calibration sensors could be increased by simultaneously carrying out identical measurements on the part of the flow coming from upstream and that coming from downstream of the production drain relative to the direction of flow.
- FIG. 4 represents an embodiment allowing in particular these measurements.
- the reference 36 designates the geological formation, the reference 37 the tube comprising perforations, the reference 38 the sealing cups. These cups make it possible to isolate the upstream part well from the flow of the downstream part.
- the reference 39 designates the measurement equipment which operates on the upstream flow, these means correspond substantially in their function to those shown in FIGS. 1, 2 and 3.
- the reference 40 designates measuring equipment which operates on the downstream flow.
- the downstream flow comes to these devices 40 through the channel 41 which communicates with the annular space 420.
- the channel 41 does not communicate with the upstream fluid having passed through the first measuring equipment 39 or upstream measuring equipment.
- the fluid coming from these upstream measuring equipment is mixed with the fluid coming from the downstream part of the drain only after this downstream fluid has passed through the downstream measuring equipment 40.
- the pump 42 delivers all of the upstream and downstream fluid.
- FIG. 4 shows a pump actuated by an electric motor powered by the cable 43.
- the measurement equipment 39 and 40 can be connected by electrical wires, not shown, to an electronic unit 44 used to process these different signals in order to transfer them to the surface by the electric cable 43 which may include one or more electrical connections.
- the entire production from the well passes through the upstream measuring device, the cups 2 preventing the fluid from flowing according to another circuit.
- the zone 45A even if it is not cemented forms a dead end for the fluid.
- Calibration can be easily performed by comparison with wellhead measurements. Several measurement points can be obtained by varying the pump flow. If necessary, the downstream measuring device can be calibrated by imposing a circulation on the well head via the annular of the casing which can have a diameter of 24.5 cm (9. "5/8).
- this device also has the advantage on the one hand of a concentration of the flow allowing a dispersed flow and a greater precision of the measurement, on the other hand eliminates any risk of circulation against the current in the well (only the flow rates at the intake of the pump are counted).
- references 45 and 46 designate absolute, relative or differential pressure sensors which are connected to the electronic unit by lines 47.
- a device making it possible to vary the pressure drops in one of the two sets of measurements or less makes it possible to minimize the error due to the leakage rate by adjusting the differential pressure to zero.
- Such a device can be adjusted by a command from the electronic unit 44 or can be autonomous.
- the characteristics of the leak behind the perforated tube could be assessed as follows: - positioning of the assembly in the drain. - pump flow Q T - measurement of the upstream and downstream flows and of the pressure after adjusting the device mentioned above to adjust the differential pressure to a zero value.
- Q T Q av + Q am - complete closure of the downstream flow meter.
- the downstream measurement means 40 comprise a remote-controlled obstruction means.
- New flow Q ′ T Q ′ am .
- a sand trap 49 interposed between the strainer 50 and the impact detector makes it possible, on the one hand, to obtain a sand sampling, on the other hand, to provide a semi quantitative indication on the measurements obtained by the detector d impact, by comparing the quantity of sand to the sum of the impact count recorded.
- the sand trap consists in particular of a sand circulation circuit having a baffle shape upstream of the strainer 50.
- FIGS. 7 and 8 show an example of the conclusions which the device and the method according to the present invention make it possible to obtain.
- the abscissa x represents the curvilinear abscissa along the production part of the drain.
- the ordinate of FIG. 7 represents the counts c carried out by the impact detector.
- Curve 51 represents the number of impacts (as a function of the curvilinear abscissa x. Between X1 and X2 this number is high. The integral of this curve is related substantially to the total amount of sand drained and can therefore be compared to the amount of sand collected in the sand trap 49.
- FIG. 8 the abscissa axis of which is calibrated on that of FIG. 7, represents on the ordinate a quantity Q proportional to the quantity of water collected.
- This quantity can be for example the water-cut ratio which corresponds to the quantity of water produced compared to the total quantity of liquid produced (water + oil). More simply, this quantity can be equal to the flow of water produced.
- the production operator can decide to stop the production of the drain on the portion between x1 and x2 and thus increase the quality of the production of his well.
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Abstract
Description
- La présente invention concerne une méthode et un dispositif de diagraphie de production en puits inclinés ou horizontaux.
- Il convient de souligner au préalable le rôle primordial que pourraient jouer les diagraphies de production dans la stratégie d'exploitation d'un puits pétrolier horizontal ou fortement incliné, si elles pouvaient être réalisées correctement. En effet, on admet généralement qu'un puits horizontal est susceptible de remplacer plusieurs puits verticaux (en général deux à quatre) et ceci à la fois du point de vue de la production qu'ils peuvent fournir (augmentation de l'indice de production) et de celui de la récupération (augmentation de l'aire de drainage et diminution des problèmes de formation d'un cône d'eau ou "coning").
- Or, si ce double avantage reconnu au puits horizontal est valable dans le cas d'un réservoir homogène, il peut ne pas en être de même dans le cas beaucoup plus fréquent de réservoirs hétérogènes. En effet, du fait de la présence d'hétérogénéités, la production globale du puits peut devenir non rentable à cause d'une venue d'eau qui peut être caractérisée par un rapport de "water-cut (Quantité d'eau/Quantité de liquide) ou d'un rapport gaz/huile, généralement désigné en anglais par "Gas Oil Ratio" (GOR) trop important. Cette production peut devoir être réduite, par exemple pour limiter le GOR à une valeur admissible, alors même que ce problème de production peut ne provenir que d'une zone limitée du drain. Même si ce type de problèmes ne conduit pas à condamner systématiquement l'utilisation des puits horizontaux su|r ce type de gisement, il est clair que le puits horizontal n'offre pas ici toute la souplesse que le producteur pourrait souhaiter pour optimiser l'exploitation du champ. Par ailleurs, il faut noter que l'ensemble de puits verticaux qui pourraient être substitués au puits horizontal offrirait plus de possibilités, le puits vertical drainant la partie du réservoir responsable du problème de production pouvant être aisément fermé sans nuire à la production des autres puits.
- Le moyen de contourner ce problème est évidemment l'utilisation d'une complétion sélective dans le drain horizontal, permettant soit de moduler la production zone par zone, soit de fermer la zone du drain présentant un problème.
- L'utilisation d'une complétion sélective peut être conçue à deux étapes différentes de la vie d'un puits : soit immédiatement après le forage du puits, soit ultérieurement, au moment où la nécessité de son utilisation apparaît.
- Dans le premieer cas, il est clair que la décision d'utiliser une complétion sélective est délicate et ceci pour plusieurs raisons :
- il convient tout d'abord de justifier a priori l'investissement supplémentaire que représente les équipements de complétion sélective.
- il faut ensuite définir les zones à individualiser à partir d'une description statique du réservoir. - La décision différée présente l'avantage d'être prise en connaissance de cause : l'investissement supplémentaire ne sera réalisé que sur les puits qui le nécessitent et seulement au moment où cela devient nécessaire. Dans la plupart des cas, il ne sera même réalisé qu'après la période d'amortissement du puits. On peut, par ailleurs, penser pouvoir définir plus facilement les zones à isoler si on possède en plus des données dynamiques sur le réservoir, notamment par l'utilisation de diagraphies de production.
- L'intervention peut par contre être rendue difficile, voire impossible, du fait de la complétion provisoire qui aura été utilisée pendant la première phase d'exploitation du puits, par exemple par utilisation d'un tube perforé non cimenté (généralement dénommé "liner pré-perforé" par les spécialistes).
- D'autre part, ce mode de production (1ère phase non sélective, 2ème phase sélective) peut, dans certains cas, être la cause d'une diminution de la récupération ultime.
- La première solution (sélectivité dès le début de la production) paraît donc plus séduisante sur le plan technique, mais pas nécessairement sur le plan économique. La solution qui consiste à cimenter et à perforer un tube sur toute la longueur du drain, solution qui autorise par la suite toute possibilité de sélectivité, doit être écartée pour des raisons de coût dans certains cas.
- La meilleure solution consiste en conséquence à réaliser la première phase de production en puits découvert (en anglais "open-hole"), mais elle n'est pas toujours possible, du fait des incertitudes quant à la tenue mécanique du puits.
- Il en résulte que le cas de figure le plus fréquemment rencontré est celui des puits non cimentés.
- Quelle que soit la complétion adoptée pour le puits horizontal, lorsqu'un problème de production de fluides indésirables apparaît, il devient important de pouvoir, d'une part, localiser la ou les zones éventuellement responsables de cette production, d'autre part, évaluer le potentiel du puits lorsque ces zones seront fermées.
- Seules des diagraphies de production peuvent fournir les réponses nécessaires. Or, il se trouve que leur mise en oeuvre se heurte à des difficultés dues d'une part à l'horizontalité, d'autre part au mode de complétion.
- Parmi, tous les modes de complétion sélective possibles (cimentation totale ou partielle, packers de formation), ou non sélective (open-hole, liner préperforé), le cas du tube perforé est celui qui cumule l'ensemble des difficultés. C'est celui qui sera considéré par la suite, les cas de mesures de production à l'intérieur d'autres complétions pouvant être obtenus en introduisant les simplifications correspondantes.
- Les problèmes liés aux mesures de production en puits horizontal résultent d'une combinaison de difficultés d'interprétation déjà connues en puits vertical et de difficultés propres au puits horizontaux principalement dues au mode de transport des sondes, à l'effet particulier de la gravité et au type de complétion propre à ce type de puits (diamètre de liner important, liner souvent non cimenté, etc.....)
- La présente invention concerne le cas où le puits est non éruptif et doit être activé pour produire.
- La présente invention peut également être appliquée aux puits verticaux.
- Le but essentiel d'une diagraphie de production est de fournir le profil de débit de chaque phase le long du drain. Ce résultat est obtenu par la réalisation et l'interprétation d'une ou de plusieurs mesures effectuées dans le puits.
- Les principales mesures courantes sont :
- mesure de type "spinner". Les appareils de ce type fournissent la vitesse de rotation d'une hélice entraînée par l'écoulement. La mesure dépend en conséquence essentiellement de la vitesse d'écoulement du fluide, mais aussi de sa viscosité. - Les problèmes liés à ce type de mesure proviennent essentiellement de l'hétérogénéité du champ de vitesse dans une section transversale du puits, de la nature stratifiée de l'écoulement, d'une éventuelle différence des vitesses d'écoulement de chaque phase, de possibles mouvements à contre-courant, par exemple avec un débit à contresens derrière le tube (cas de complétion non cimentée) ou, si un écoulement dispersé peut être obtenu, de la nécessité de connaître la composition du fluide en chaque phase et la viscosité du mélange.
- Des outils ont été conçus pour résoudre au moins en partie certains de ces problèmes notamment des débimètres à hélice : FBS (Full Bore Spinner), des débimètres à pétales.
- Même dans le cas du débitmètre à pétales, il subsiste le problème de l'écoulement derrière le tube (dans le sens de l'écoulement général, ou à contre-courant) et le problème de l'étalonnage de la réponse de l'hélice.
- mesure par traceur radioactif. Il s'agit là d'une mesure directe de vitesse d'écoulement. Les problèmes signalés plus haut concernant la complexité de l'écoulement des fluides restent valables. Il convient de signaler le développement actuel d'outils utilisant des traceurs préférentiellement solubles dans l'huile et des traceurs préférentiellement solubles dans l'eau.
- mesure de densité. Le principe de mesure pouvant être utilisé en puits horizontal est une absorption de rayons γ. Ces mesures rencontrent généralement un problème d'étalonnage, de représentativité de la mesure (la mesure n'intègre pas toute la section de l'écoulement) et de différence entre la composition du fluide dans le puits et celle du fluide en écoulement (water hold-up). En ce qui concerne ce dernier point, il convient de signaler une particularité des puits horizontaux le problème de rétention de la phase lourde, notamment de l'eau (désignée en anglais par "water hold-up") se rencontre chaque fois que la gravité s'exerce en sens contraire de l'écoulement (puits vertical, dévié α < 90°, α étant l'angle d'inclinaison du puits sur la verticale). Par contre dans le cas où la gravité agit dans le sens d'écoulement (puits horizontal α > 90°) il est probable que l'on rencontrera un phénomène de rétention de la phase légère, tel le gaz.
- mesure de teneur en eau par mesure de la constante diélectrique. La réponse de ce type d'outil nécessite un étalonnage et dépend très fortement de la nature de l'écoulement (dispersion d'une phase dans l'autre). - Pour toutes ces mesures, la présence de particules solides risque de poser de plus des problèmes importants, entre autres détérioration des hélices de débitmètre.
- Il convient de signaler d'autres mesures, telles les mesures de pressions et de températures.
- Selon la présente invention on utilise un tubage, généralement désigné en anglais par "tubing" pour descendre les outils de mesure.
- On en arrive alors à la conception d'un système modulaire de mesures de production en puits horizontaux dont la composition est à définir en fonction du puits, de sa complétion et de la nature des fluides produits. Si la mise en oeuvre d'un tel système est a priori plus lourde et plus complexe que celle d'une diagraphie de production classique, il convient de remarquer que, d'une part, une telle diagraphie classique ne peut pas offrir suffisamment de précision et que, d'autre part, ces mesures n'interviendront que lorsqu'une intervention sélective (complétion sélective ou traitement sélectif) deviendra nécessaire et imposera de toute façon un déséquipement du puits.
- La mise en oeuvre d'une diagraphie de production à l'aide de tubings suppose pour en simplifier l'interprétation que la répartition des pressions dans le drain n'est pas trop modifiée par la position du train de tubage (tubing) dans le drain, c'est-à-dire que les pertes de charge dans l'annulaire compris entre le tubage (tubing) et le tube perforé sont négligeables. Ce point peut-être vérifié en cours de mesures pour l'utilisation d'un ou de capteur(s) de pression évaluant la perte de charge dans l'annulaire.
- Selon la présente invention on active le puits pour effectuer les mesures. Pour ce faire on peut équiper le tubage à l'aide d'une pompe permettant l'activation du puits. Pour des raisons de simplification de mise en oeuvre, le mode d'entraînement de la pompe sera alors soit électrique, soit hydraulique (turbopompe ou pompe à jet).
- Ainsi la présente invention concerne un procédé pour effectuer des diagraphies de production dans un puits non éruptif ayant ou non une partie inclinée ou horizontale selon ce procédé on active le puits pour en provoquer la production, on produit des effluents de part et d'autre d'un dispositif assurant l'étanchéité de l'espace annulaire compris entre le tubage (tubing) et le tube perforé et on traite par de premiers moyens de mesure une partie au moins des effluents provenant de l'amont de l'écoulement relativement au dispositif d'étanchéité.
- On pourra traiter par des deuxièmes moyens de mesure une partie au moins de l'écoulement provenant de l'aval relativement au dispositif d'étanchéité.
- Les premiers moyens de mesure pourront traiter sensiblement l'ensemble de l'écoulement amont.
- Les deuxièmes moyens de mesure pourront traiter sensiblement l'ensemble de l'écoulement aval.
- On pourra contrôler la différence de pression existant dans l'annulaire du puits de production de part et d'autre du dispositif d'étanchéité.
- De même, on pourra effectuer des bilans de conservation notamment des débits d'une ou plusieurs phases ou espèces.
- On pourra étalonner les premiers moyens de mesure en éliminant l'écoulement aval.
- La présente invention concerne également un dispositif pour effectuer des diagraphies de production dans un puits non éruptif, ce dispositif comporte des moyens d'activation pour activer la production du puits, un dispositif d'étanchéité de l'espace annulaire, des premiers moyens de mesure, ces moyens étant placés en amont dudit dispositif d'étanchéité, les moyens de mesure étant adapter à traiter au moins une partie de l'écoulement amont.
- Ce dispositif pourra comporter une ouverture entre les moyens d'activation et le dispositif d'étanchéité.
- Le dispositif pourra comporter des deuxièmes moyens de mesure qui pourront traiter au moins une partie de l'écoulement aval, l'entrée de ces deuxièmes moyens de mesure étant reliée à l'ouverture.
- Le dispositif pourra en outre comporter des moyens pour séparer l'écoulement provenant de l'amont de l'écoulement provenant de l'aval, relativement audit dispositif d'étancheité.
- Le dispositif pourra comporter des moyens de mesure des pressions ou des différences de pression de part et d'autre duditdispositif d'étanchéité.
- Le dispositif pourra comporter des moyens de réglage de la différence de pression régnant dans l'annulaire du puits de part et d'autre du dispositif d'étanchéité.
- Les moyens de mesures des pressions pourront mesurer cette différence de pression et l'une au moins des pressions amont ou aval régnant dans l'annulaire du puits de part et d'autre du dispositif d'étanchéité.
- Les moyens d'activation pourront comporter un moteur électrique ou un moteur hydraulique.
- Les moyens d'activation, et les moyens de mesure pourront être fixés à l'extrêmité d'un tubage.
- Les moyens d'activation pourront comporter un moteur hydraulique alimenté par un tubage secondaire placé dans ledit tubage
- Le dispositif et le procédé selon la présente invention s'appliquent aux puits verticaux, inclinés ou horizontaux.
- On pourra transmettre des informations du fond du puits par des ondes électromagnétiques, par onde de boue ou par câble électrique.
- Le dispositif selon l'invention pourra comporter des moyens de transmission d'information par ondes électromagnétiques.
- La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la description qui suit d'exemples particuliers nullement limitatifs illustrés par les figures ci-jointes en annexe parmi lesquelles :
- - les figures 1 et 2 représentent des modes de réalisation comportant une pompe d'activation électrique,
- - la figure 3 illustre un mode de réalisation comportant une pompe d'activation hydraulique,
- - la figure 4 montre la disposition des ensembles de mesure relativement au schéma d'écoulement des fluides,
- - la figure 5 représente la position du tubage dans une position permettant le calage ou étalonnage d'éléments de mesures.
- - la figure 6 représente un équipement pour la détection des venues de sable et
- - les figures 7 et 8 montrent des courbes relatives aux venues de sable et d'eau.
- Dans les exemples donnés ci-après, les moyens d'étancheité sont placés sensiblement au même niveau que les premiers moyens de mesure.
- La figure 1 représente un puits de production 1 dans lequel on souhaite effectuer des mesures de caractéristiques d'écoulement de fluide liées à la formation le long de la partie du puits en production, ces mesures devant rendre compte de variation de certaines caractéristiques entre différents points de la zone de production du puits 1. Ce puits comporte une partie sensiblement verticale non représentée et une partie 3, sensiblement horizontale ou inclinée par rapport à la verticale, dans laquelle est réalisée en fonctionnement normal la production pétrolière.
- Cette zone de production comporte un tube 4 perforé sur au moins une partie de sa longueur. C'est à travers les perforations que s'effectuent en cours d'activation les écoulements de fluide en provenance de la formation géologique 5.
- La présente invention propose d'obtenir des informations sur ces écoulements et cela d'une manière différenciée pour plusieurs endroits de la partie de production du puits.
- De telles informations peuvent être le débit, ou la composition du mélange produit. La présente invention peut permettre notamment de connaître le débit en fonction de l'abscisse curviligne le long de drain de production. Ainsi, par exemple, il est possible de déterminer les portions du drain pour lesquelles on produit essentiellement de l'eau et d'intervenir sur ces portions.
- La référence 6 désigne le cuvelage du puits dans la zone de non production et la référence 7 le sabot à l'extrêmité du cuvelage.
- Selon la présente invention on descend dans le puits un tubage 8 comportant un moyen d'activation de la production comportant une pompe 9 et un équipement de mesure 10.
- Pour cette solution il est recommandé d'utiliser des protecteurs ou centreurs 11 dans la partie déviée et horizontale du puits.
- La référence 12 désigne la partie annulaire entre le tube 4 et le tubage 8. C'est dans cette zone que sont situés les protecteurs 11.
- Le tube 4 peut être cimenté (comme représenté à la figure 1) ou non (cf. figure 2).
- Dans le cas de la figure 1, la pompe 9 est activée par un moteur électrique qui lui est intégré. Ce moteur est alimenté par un câble électrique 14 situé dans la zone annulaire 12, ainsi que dans la zone annulaire 13 située entre le tubage et le cuvelage 6 sur toute la longueur du tubage. Cette disposition permet de réaliser en surface la connexion électrique entre le moteur et le câble. Le câble électrique 14 est déroulé en surface au fur et à mesure de l'assemblage des éléments qui constituent le tubage 8. Cet assemblage s'accompagne d'une pénétration de plus en plus grande de l'ensemble moteur-pompe dans le puits.
- Le tubage 8 est étanche sur sa longueur courante relativement à l'espace annulaire 12. Le fluide qui pénètre dans le tubage est celui qui a été traité par la pompe 9.
- La zone intermédiaire 15 du tubage située entre la pompe 9 et l'équipement de mesure 10 comporte des ouvertures 16.
- Les équipements de mesure 10 sont traversés par l'écoulement des fluides provenant de l'amont du puits en considérant le sens de l'écoulement du fluide provenant de la partie amont 18 et se dirigeant vers l'entrée de la pompe 9.
- Ainsi l'équipement de mesure 10 peut comporter un canal d'écoulement en son sein.
- Selon ce mode de réalisation lorsque l'on désire effectuer des mesures telles des mesures de débit on active la pompe 9 en l'alimentant en électricité par le câble 14.
- Dans ces conditions le puits est activé et la pompe refoule du fluide provenant de la partie aval 17 et de la partie amont 18 considérée dans le sens de l'écoulement relativement aux moyens de mesure 10.
- Le fluide en provenance de la partie aval 17 parvient à la pompe par des ouvertures 16 et le fluide provenant de la partie amont 18 passe par l'équipement de mesure 10. Du fait de l'existence des ouvertures 16, les équipements de mesure 10 ne traite sensiblement que la fraction de l'effluent provenant de la partie amont du drain de production. Ainsi, l'on obtient une mesure sélective. Il suffit alors de déplacer l'ensemble pompe et équipement de mesure en ajoutant ou en retirant un certain nombre d'éléments du tubage pour atteindre un nouvel emplacement de mesure et d'effectuer des mesures.
- L'établissement de bilan notamment de débit permet de connaître l'évolution de certaines caractéristiques le long du drain de production. Ainsi, il est possible de connaître en fonction de l'abscisse curviligne du drain le débit local de la formation et sa composition en eau, gaz, huile....
- La figure 2 représente une variante du mode de réalisation de la figure 1.
- Sur la figure 2 l'ensemble moteur et pompe est alimenté en énergie par un câble 19 qui chemine à l'intérieur du tubage 20 et est connecté au moteur par un connecteur de fond 21.
- La référence 22 désigne un raccord à entrée latérale permettant le passage du câble 19 dans l'espace annulaire 23 du puits. Cette solution permet de réduire et dans certains cas de supprimer le cheminement du câble dans l'espace annulaire de la partie déviée ou horizontale du puits.
- La mise en place du câble 19 et sa connexion au connecteur de fond se fait de manière classique.
- Dans le cas d'un pompage électrique on pourrait concevoir une transmission des données par exemple numériques obtenues par l'équipement de mesure en utilisant le ou les conducteurs de puissance contenus dans les câbles 9 ou 19.
- La figure 3 représente un mode de réalisation suivant lequel la pompe d'activation est entraînée par un moteur à fluide hydraulique, tel un moteur hydraulique à lobes dits du type "Moineau".
- Selon ce mode de réalisation un tubage 24 est descendu dans le puits. Ce tubage comporte deux parties. La première partie 25 du tubage est séparée de la deuxième partie du tubage 26 par un élément étanche 27 tel qu'une bride.
- Un tubage secondaire 28, éventuellement souple et enroulable du type "coiled tubing", relie la première partie du tubage 25 au moteur hydraulique de la pompe 9 à travers la deuxième partie 26 du tubage.
- L'espace annulaire 29 compris entre la deuxième partie 26 du tubage et le tubage secondaire communique avec les orifices 30 de refoulement de la pompe 9. Par ailleurs, cet espace annulaire 29 communique avec l'espace annulaire 34 compris entre la première partie du tubage et le cuvelage par l'intermédiaire d'ouvertures 31 pratiquées au voisinage de l'extrémité supérieure de la deuxième partie 26 du tubage au dessus de l'élément étanche 27.
- La référence 32 désigne des moyens d'étanchéité tels que des coupelles. Ces coupelles réalisent l'étanchéité entre le cuvelage 33 et le tubage 24.
- Ainsi l'espace annulaire entre le cuvelage 33 et le tubage 24 est partagé en deux.
- Les coupelles 32 sont situées en dessous des ouvertures 31. Ainsi l'espace annulaire supérieur 34 situé entre le tubage 24 et le cuvelage 33 communique par les ouvertures 31 avec l'espace annulaire 29 situé entre le tubage secondaire 28 et la paroi interne de la deuxième partie 26 du tubage 24.
- L'espace annulaire inférieur 35 est délimité par le cuvelage 33, les coupelles 32 et la paroi externe de la deuxième partie 26 du tubage 24.
- La partie située sous la pompe 9, c'est-à-dire la zone intermédiaire et l'équipement de mesure sont sensiblement identiques à ceux des figures 1 et 2, d'ailleurs les éléments communs portent les mêmes références.
- Dans ce mode de réalisation le fluide moteur qui alimente le moteur hydraulique est transféré depuis les pompes 100 de surface à travers la première partie 25 du tubage 24, à travers le tubage secondaire, dans le moteur hydraulique qui entraîne la pompe 9 puis est refoulé, en même temps que le fluide pompé en provenance du drain, à travers les orifices de refoulement 30 vers l'espace annulaire 29, il passe à travers les ouvertures 31 pour rejoindre l'espace annulaire supérieur 34 et rejoindre ensuite la surface ou il peut être traité par des équipements 110. Bien entendu, les coupelles étanches 32 l'empêchent de rejoindre l'espace annulaire inférieur 35.
- Dans le cas de ce type de pompage les mesures effectuées au fond du puits pourraient être transmises en surface à l'aide d'impulsions de pression dans le circuit du fluide moteur de la pompe (type transmission par ondes de boue MWD).
- La fiabilité des mesures de production et de l'étalonnage des capteurs pourrait être accrue en effectuant simultanément des mesures identiques sur la partie du débit provenant de l'amont et sur celle provenant de l'aval du drain de production relativement au sens de l'écoulement.
- La figure 4 représente un mode de réalisation permettant notamment ces mesures.
- La référence 36 désigne la formation géologique, la référence 37 le tube comportant des perforations, la référence 38 les coupelles d'étanchéité. Ces coupelles permettent de bien isoler la partie amont de l'écoulement de la partie aval.
- La référence 39 désigne les équipements de mesure qui opèrent sur l'écoulement amont, ces moyens correspondent sensiblement dans leur fonction à ceux représentés aux figures 1, 2 et 3.
- La référence 40 désigne des équipements de mesure qui opèrent sur l'écoulement aval. L'écoulement aval provient à ces équipements 40 par le canal 41 qui communique avec l'espace annulaire 420.
- Le canal 41 ne communique pas avec le fluide amont ayant traversé les premiers équipements de mesure 39 ou équipements de mesure amont. Le fluide provenant de ces équipements de mesure amont n'est mélangé au fluide provenant de la partie aval du drain qu'après que ce fluide aval ait traversé les équipements de mesure aval 40.
- La pompe 42 refoule l'ensemble du fluide amont et aval.
- Sur la figure 4 a été représentée une pompe actionnée par un moteur électrique alimenté par le câble 43.
- Les équipements de mesures 39 et 40 peuvent être reliés par des fils électriques non représentés à un boitier électronique 44 servant à traiter ces différents signaux pour les transférer vers la surface par le câble électrique 43 qui peut comporter une ou plusieurs liaisons électriques.
- La comparaison des mesures de fond avec les mesures effectuées en tête de puits ramenées en condition de fond permet une vérification des mesures et leur validation par l'établissement de bilans (conservation des débits de chaque phase).
- La présence de mesures redondantes et des conditions simples de continuité des débits de chaque phase en cours de déplacement du dispositif dans le puits peut permettre un etalonnage direct de l'ensemble de mesures. Une autre possibilité consiste à faire varier le débit total sans déplacer l'ensemble de mesures.
- Enfin, il existe une possibilité particulièrement intéressante du point de vue de l'étalonnage des outils, lorsque cet ensemble représenté à la figure 4 est positionné au niveau de la tête du tube perforé, à un endroit ou ce tube n'est pas encore perforé (voir figure 5).
- En effet, dans ce cas, toute la production du puits traverse le dispositif de mesure amont, les coupelles 2 empêchant le fluide de s'écouler selon un autre circuit. La zone 45A même si elle n'est pas cimentée forme un cul-de-sac pour le fluide. L'étalonnage peut être réalisé facilement par comparaison avec les mesures en tête de puits. Plusieurs points de mesure peuvent être obtenus en faisant variér le débit de la pompe. Si nécessaire, le dispositif de mesure aval peut être étalonné en imposant à la tête de puits une circulation par l'intermédiaire de l'annulaire du tubage qui peut avoir un diamètre de 24,5 cm (9."5/8).
- On peut remarquer que ce dispositif présente par ailleurs l'avantage d'une part d'une concentration du débit permettant un écoulement dispersé et une plus grande précision de la mesure, d'autre part élimine tout risque de circulation à contre-courant dans le puits (seuls les débits à l'admission de la pompe sont comptabilisés).
- Dans le cas d'une mesure à l'intérieur d'un tube perforé non cimenté, une erreur peut intervenir du fait d'une circulation derrière le tube (une partie du débit aval pris en compte par le débitmètre amont ou inversement).
- On peut, dans un premier temps, penser obtenir une indication qualitative d'une telle circulation derrière le tube perforé en disposant d'une mesure de pression différentielle entre les entrées des deux dispositifs de mesure amont et aval.
- Cette mesure fournit en fait le sens de la fuite derrière le liner, mais ne peut donner aucune indication sur la valeur de débit de fluide. On peut cependant admettre que ce débit de fuite est proportionnel à cette différence de pression QF = αΔp. Il sera donc nul si les pertes de charge dans les deux dispositifs de mesure sont identiques.
- Sur la figure 4 les références 45 et 46 désignent des capteurs de pression absolues, relatives ou différentielles qui sont connectés au boitier électronique par des lignes 47.
- L'utilisation d'un dispositif permettant de faire varier les pertes de charge dans l'un des deux ensembles de mesures ou moins permet de minimiser l'erreur due au débit de fuite en ajustant la pression différentielle à zéro. Un tel dispositif peut être réglé par une commande provenant du boitier électronique 44 ou peut être autonome.
- Les caractéristiques de la fuite derrière le tube perforé pourraient être évaluée de la manière suivante :
- positionnement de l'ensemble dans le drain.
- débit de la pompe QT
- mesure des débits amont et aval et de la pression après avoir ajusté le dispositif mentionné ci-dessus pour régler la pression différentielle à une valeur nulle.
QT = Qav + Qam
- fermeture complète du débitmètre aval. Cela suppose que les moyens de mesure aval 40 comportent un moyen d'obstruction télécommandé.
- ajustement du débit de la pompe de façon à obtenir la même pression dans la partie amont du drain. Nouveau débit Q′T = Q′am . Mesure de la pression différentielle ΔP
- La caractéristique de la fuite est alors déterminée par - Par ailleurs, on peut chercher, par un système d'étranglement de l'un des deux circuits amont ou aval, à provoquer une perte de charge artificielle de la mesure et déterminer la fuite à partir des mesures, notamment des pressions et des débits amont et aval.
- La présence de particules solides (sable) dans le débit de production est susceptible de poser un problème au niveau des instruments de mesure, d'une part, au niveau de la pompe, d'autre part. Par ailleurs, la détermination d'éventuelles zones de production de sable d'extension limitée pourrait être intéressante dans la mesure où elle permettrait l'utilisation d'un procédé de contrôle de sable sur une longueur limitée de sable (possibilité d'utilisation d'un procédé de consolidation chimique, longueur de crépine limitée entraînant un coût plus faible et moins de risques de colmatage).
- La mise en place en aval des outils de mesure d'une crépine constituerait une protection des instruments de mesure.
- La détection de production de sable pourrait être obtenue à l'aide d'un détecteur d'impact 48 ("Noise Log") proposé par la plupart des sociétés de diagraphies.
- Un piège à sable 49 intercalé entre la crépine 50 et le détecteur d'impact permet, d'une part, d'obtenir un échantillonnage de sable, d'autre part, de fournir une indication semi quantitative sur les mesures obtenues par le détecteur d'impact, en comparant la quantité de sable à la somme du compte d'impacts enregistrés.
- Sur la figure 6, le piège à sable est constitué notamment par un circuit de circulation du sable ayant une forme de chicane en amont de la crépine 50.
- Les figures 7 et 8 montrent un exemple des conclusions que permet d'obtenir le dispositif et le procédé selon la présente invention.
- Sur ces figures 7 l'abscisse x représente l'abscisse curviligne le long de la partie de production du drain. L'ordonnée de la figure 7 représente les comptages c effectués par le détecteur d'impacts. La courbe 51 représente le nombre d'impacts (en fonction de l'abscisse curviligne x. Entre X1 et X2 ce nombre est élevé. L'intégrale de cette courbe est liée sensiblement à la quantité totale de sable draînée et peut donc être rapprochée de la quantité de sable recueillie dans le piège à sable 49.
- La figure 8 dont l'axe des abscisses est calé sur celui de la figure 7 représente en ordonnées une grandeur Q proportionnelle à la quantité d'eau recueillie. Cette grandeur peut être par exemple le rapport de water-cut qui correspond à la quantité d'eau produite rapportée à la quantité totale de liquide produit (eau+ huile). Plus simplement cette grandeur peut être égale au débit d'eau produit.
- Sur la figure 8 cette grandeur Q indique une forte augmentation entre x1 et x2 qui correspond à la zone où l'on constate une importante venue de sable.
- Ainsi à ces résultats, l'opérateur de production peut décider d'arrêter la production du drain sur la portion comprise entre x1 et x2 et ainsi augmenter la qualité de la production de son puits.
- Il a été décrit jusqu'à présent deux modes de transmission des informations à partir du fond du puits l'un étant la transmission par câble électrique et l'autre par onde de boue.
- On ne sortira pas du cadre de la présente invention en utilisant une transmission par onde électromagnétique tel que décrit dans l'article de MM. P de GAUQUE et R GRUDZINSKI intitulé "Propagation of Electromagnetic Waves along a Drillstring of Finite conductivity" paru dans la revue SPE Drilling Engineering de Juin 1987. De même on ne sortira pas du cadre de la présente invention en combinant certains de ces différents moyens de transmission.
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