EP0945589B1 - Managing method for a hydrocarbon production facility - Google Patents
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- EP0945589B1 EP0945589B1 EP99400689A EP99400689A EP0945589B1 EP 0945589 B1 EP0945589 B1 EP 0945589B1 EP 99400689 A EP99400689 A EP 99400689A EP 99400689 A EP99400689 A EP 99400689A EP 0945589 B1 EP0945589 B1 EP 0945589B1
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- E21B43/121—Lifting well fluids
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Definitions
- the present invention relates to a method of driving a hydrocarbon production plant in the form of oil and gas, comprising several wells, a pressurized well activation gas network, a network hydrocarbon product collector and a downstream processing unit hydrocarbons produced.
- all oil wells include a production column that connects the bottom of the well located at the level of hydrocarbon reservoir, at a wellhead located at its upper part.
- the production column defines with the casing forming the wall of the well, an annular space.
- the production column is connected to a pipeline equipped with a hydrocarbon flow sensor produced and a choke oil outlet that adjusts the flow of hydrocarbons produced.
- a known procedure for driving such a well operated according to the mode eruptive is to enslave the flow of hydrocarbons produced by this well to a setpoint or to enslave the position of the oil outlet choke to a value opening deposit.
- a well operated in the activated mode by injection of gas from a pressurized gas network further comprises an annular isolation seal to its bottom end, gas injection valves arranged at intervals optimized along the production column, a gas injection pipe in the annular space provided with an adjusting nozzle of the injected gas flow.
- the injected gas has the effect of lightening the hydrocarbons circulating in the production column which facilitates their return to the wellhead.
- a procedure for driving a well operated in the activated mode by injection of gas is described in the document FR 2 672 936. This procedure consists in acting simultaneously on the oil outlet choke and on the control choke the flow of gas injected to regulate the flow of hydrocarbons produced as a function of the value of physical quantities measured by sensors, such as the pressure and the temperature of the hydrocarbons upstream of the oil outlet choke, the pressure in the annular space or the flow of gas injected into the well.
- a well operated in the activated mode by a pumping device immersed understands as the wells operated according to the other two modes, a pipe equipped with an oil outlet connected to the upper part of the production column, plus another pipeline connected to the upper part of the annular space, equipped with a gas ventilation choke. This trick allows regulate the flow of ventilation gas, that is to extract the excess gas from the well free under thermodynamic conditions downhole.
- Such a well further comprises, at the bottom a submerged pump, driven by an electric motor powered by a frequency converter, which allows raise the hydrocarbons from the bottom of the well to the wellhead by the column of production.
- a procedure for driving a well operated according to the mode activated by a submerged pumping device is described in French Patent Application No. 98 01782 of 13.02.1998.
- This procedure consists of adjusting the oil flow produced to act simultaneously on the oil exit and gas vent chucks and on the speed of the electric motor, depending on the pressures upstream of the two the intensity absorbed by the electric motor and of physical magnitudes indicators of well production such as downhole pressure, temperature or oil output flow from the well.
- US-A-4,685,522 discloses a piston well production system in which the well is controlled by a control device of the production of the according to various measured parameters.
- the control device has the capacity to measure in a regular, cyclic way the various parameters of flow / pressure / temperature of one or more wells and to control the operations based directly on the use of commanded values in pre-programmed algorithms in the processor and the result of calculations and decisions of the processor. This allows a direct, continuous operation of the well to operate a production optimum of an individual well or a whole well field based on actual operating conditions.
- Each of these control procedures operates according to one or several physical quantities specific to the controlled well. They do not hold account of the state of operation of the other wells, or the behavior of the network activation gas common to all wells activated by gas injection, such as resulting from a gas deficit resulting from a decrease in availability or an excess consumption and the behavior of the hydrocarbon gathering network products, nor the behavior of the downstream processing unit, which are common to all the wells.
- Another procedure implemented for the operation of a well operated according to the mode activated by gas injection known as the procedure of dynamic gas allocation, makes it possible to limit the effect of disturbances on the pressure of the injection gas network.
- This procedure consists in allocating a flow of activation gas at each well, calculated based on available activation gas in the network and the gas sensitivity of each well.
- An operating incident on a well may, through the common facilities, create disturbances on part or all of the other wells and lead to a total shutdown of the facilities.
- the object of the present invention is precisely to remedy these disadvantages in proposing a method of conducting an installation of production of hydrocarbons in the form of oil and gas, comprising several wells, a hydrocarbon collection network produced, a downstream unit for the treatment of hydrocarbons produced, a method that takes into account the operating conditions of all wells and the evolution of physical quantities representative of the operation of the various elements of the installation.
- the method of the invention also makes it possible to drive an installation of production of hydrocarbons additionally comprising a network of wells activated by gas injection.
- the method of the invention is applicable both for starting and stop the wells only to drive them after startup.
- the invention proposes a method of conducting an installation hydrocarbon production process in the form of oil and gas, including several wells, a hydrocarbon collection network produced, a downstream treatment unit produced hydrocarbons, said network and said downstream unit comprising sensors measurements of physical quantities representative of their operation, each well being controlled according to an individual procedure using parameters of editable control and data representative of the operating status of the controlled well, the method being characterized in that it consists in modifying automatically the control parameters used by the individual procedure of control of each of the wells, according to at least one of the physical magnitudes measured and data representative of the operating states of all well.
- At least one of the wells being activated by gas injection the installation further comprising a gas network activation pressure of said well, provided with a measurement sensor of a magnitude physical representative of its operating state, it consists in comparing the value of said physical quantity to a predetermined very high threshold, and in the case where said value is greater than said threshold to modify at least one parameter of the individual procedure for controlling at least one well activated by gas injection, to initiate at least one action to increase gas consumption in order to reduce the measured pressure of the activation gas network at a value lower than that of the predetermined very high threshold.
- the physical quantity measured is the pressure of the activation gas network of the injection-activated wells gas.
- the action of increasing the activation gas consumption consists of starting at least one activated well by gas injection at a standstill.
- the action of increasing the activation gas consumption is to increase the flow of gas injected in at least one well activated by gas injection, during production.
- the increasing actions of the activation gas consumption of gas injection-activated wells are assigned a predetermined priority of execution priority and the action initiated to increase activation gas consumption is the highest priority action account given the state of operation of each well.
- At least one of the wells being activated by gas injection the installation further comprising a gas network activation pressure of said well, provided with a measurement sensor of a magnitude representative of its functioning, it consists in comparing the value said physical quantity to a predetermined high threshold, and in the case where said value is less than said threshold to change at least one parameter of the procedure control of at least one well activated by gas injection, to initiate the least one action of decreasing the activation gas consumption so to reduce the measured pressure of the activation gas network to a value greater than that of the predetermined high threshold.
- the physical quantity measured is the pressure of the activation gas network of the injection-activated wells gas.
- the action of reducing the activation gas consumption is to stop at least one activated well by gas injection during production.
- the action of reducing the activation gas consumption consists of decreasing the flow of gas injected into at least one well activated by gas injection, during production.
- the reduction actions of the activation gas consumption of the wells activated by gas injection are assigned a predetermined priority of execution priority and the action initiated to decrease the activation gas consumption is the highest priority action account given the state of operation of each well.
- the invention consists in comparing the value of a physical quantity measured at a very high predetermined threshold, and in the case where the value of said physical quantity is greater than said threshold to be modified at minus one parameter of the individual control procedure of at least one well, to initiate at least one action to decrease the production of hydrocarbons from in order to reduce the value of the measured physical quantity to a value less than that of the predetermined very high threshold.
- the action of reducing the Hydrocarbon production involves stopping a well during production.
- the action of reducing the hydrocarbon production consists of decreasing the production of a well in the process of production.
- the reduction actions of the production of hydrocarbons are assigned a priority of execution predetermined and the action initiated to reduce the production of hydrocarbons is the highest priority action in view of the state of operation of each of the well.
- the invention consists in comparing the value a physical quantity measured at a predetermined high threshold, and in the case where the value of said physical quantity is less than said threshold to be modified at least one parameter of the individual control procedure of at least one well, to initiate at least one action to increase the production of hydrocarbons so as to reduce the value of the measured physical quantity to a value greater than that the predetermined high threshold.
- the action of increasing the production of hydrocarbons is to increase the production of hydrocarbons a well being produced.
- the action of increasing the production of hydrocarbons consists in starting a well at a standstill.
- the increasing actions of hydrocarbon production are assigned an execution priority predetermined and the action initiated to increase the production of hydrocarbons is the highest priority action in view of the state of operation of each of the well.
- the method of the invention is used for operate a hydrocarbon facility in the form of oil and gas comprising a plurality of wells, a pressure network of activation gas, a network collector of the hydrocarbons produced, a downstream unit for the treatment of hydrocarbons produced.
- the device also comprises, not shown in FIG. security of the installation.
- the supervisor machine 64 is provided with a memory which contains a program for the implementation of the method of conducting the installation of hydrocarbon production.
- the PLCs 61 to 64 are also connected to the setting system security of the installation which informs them of the security the installation and therefore the unavailability of these elements including the wells.
- the controller 64 compares the pressure of the injection gas network 35 measured by the sensor 36, at a predetermined high threshold.
- controller 64 supervisor gives orders, in the form of modifications of the control parameters to controllers 62 and 63 for controlling wells 5 and 6 activated by gas injection, for increase the flow of gas injected and therefore lower the pressure of the gas injection network 35.
- the supervisor 64 reads from the memory of the controller 62, thanks to two-way communication means, the operating status of the well 5. If this state indicates that well 5 is in production mode, ie that it produces hydrocarbons at a rate controlled by the control procedure individual well 5. To increase the flow of gas injected the controller 64 supervisor increases the gas flow setpoint stored in the controller 62 as a control parameter.
- the supervisor machine 64 renews this operation until the pressure in the activation gas network 35 goes back below the value of the high threshold. If after a predetermined time experimentally the pressure is always higher than the high threshold, the supervisory automaton 64 executes a continuation similar operations to increase the production of injection-activated well 6 gas.
- the supervisory automaton 64 verifies that this well is not unavailable and gives a boot order by changing the state setting corresponding in the control automaton of this well.
- priority ranks are allocated firstly to the production increase actions, ie to the start-up and production start-up actions of the wells and secondly to the actions of reduction of production, that is to say actions of setting minimum production and shutdown.
- These priority rank assignments are stored in the supervisor 64 in the form of tables such as the following T1 and T2 tables:
- Well Priority rank of production increase actions numbers Type Reference fig. 1 and 2 Start-up Production start-up 1 E 1 1 2 2 AGL 5 4 6 3 AGL 6 5 7 4 APP 25 3 0
- Well Priority rank of production decrease actions numbers Type Reference fig. 1 and 2 Minimum production run Stop 1 E 1 3 5 2 AGL 5 2 4 3 AGL 6 1 3 4 APP 25 0 6
- the highest priority operation is the one whose rank is the weakest, so the rank i operation has a higher priority than the rank operation i + j, where j> 1 and the priority 0 means that the corresponding state does not exist for the type of well to which it is assigned.
- E means that the well is eruptive, AGL that it is type activated by gas injection and APP that it is activated by pumping.
- the supervisor 64 also contains in memory tables of the possible transitions, between the different initial and final states of the wells, which have the following structure: Since the installation was started according to a known start procedure, the state of the wells is as follows: No. of wells Well states (stored in the individual control automatons of each well) 1 Minimum production regime 2 Stopped-ready to start 3 Stopped-ready to start 4 Unavailable
- the controller 64 supervisor constantly compares the value of the pressure in the pipeline 45, measured by the sensor 53, at a high threshold P1 and at a very high threshold P2, P1 and P2 being predetermined according to the characteristics of the installation. When the value of the pressure in line 45 is between P1 and P2 the controller 64 initiates no action.
- the controller 64 supervisor looks in the table T1 the action increase of hydrocarbons production with the highest priority.
- the action most priority is that of rank 2, which corresponds to the production start-up of the well # 1.
- TABLE T4 the only possibility of reaching this state is from the state minimum production regime.
- the controller 64 supervisor through the means of communication with the controller 60, checks that the state of the well n ° 1 is in regime minimum production and if this is the case as in our example (TABLE T5), gives via the means of communication, to the automaton 60, the order of move well 1 to the state "production regime" and the value of the flow setpoint of oil to respect.
- the condition of the wells is as follows: No. of wells States of the wells 1 Production regime 2 Stopped-ready to start 3 Stopped-ready to start 4 Unavailable
- the controller 64 supervisor After the expiry of an experimentally defined time delay for leave the requested action time to execute, the controller 64 supervisor again compares the value of the pressure in line 45 to the P1 and P2. If the value of the pressure in line 45 is below the threshold P1, the supervisor automaton 64 looks in the table T1 for the increase action of hydrocarbon production the highest priority. In our example given that the actions of ranks 1 and 2 have already been carried out, the action with the highest priority is the one of rank 3 which corresponds to the start of the well n ° 4, whose operating state is "unavailable"
- Well # 4 can not be started and rank 3 action can not not be realized.
- the supervisor 64 looks for the action T1 in the table of possible hydrocarbon production increase the highest priority, which is that of rank 4 which corresponds to the start of the well n ° 2.
- This well being of the type activated by gas injection, the controller 64 also checks the availability of gas in the injection gas network 35, controlling that the pressure measured by the sensor 36 is greater than the nominal value of that network established in depending on the characteristics of the elements of the installation.
- controller 64 gives the controller 62 the order to pass the well in start mode.
- the state of operation of the wells is as follows: No. of wells States of the wells 1 production regime 2 start-up regime 3 Stopped-ready to start 4 Unavailable
- the state of operation of the wells is as follows: No. of wells States of the wells 1 production regime 2 start-up regime 3 Stopped-ready to start 4 Stopped-ready to start
- the supervisor 64 compares the value of the pressure in the channel 45 at the thresholds P1 and P2. If the value of the pressure in line 45 is less than the threshold P1, the supervisor 64 looks in the table T1 the most important hydrocarbon production increase action which is the one of rank 3 corresponding to the start-up of well No. 4.
- the controller 64 gives via the means of communication, at the controller 61 local control individual well 4, the order to pass the well 4 to the startup state. This order is interpreted by the individual control procedure well 4 which initiates the start sequence.
- the operating state of the wells is then as follows: No. of wells States of the wells 1 Production regime 2 Start-up scheme 3 Stopped-ready to start 4 Start-up scheme
- the supervisor automaton 64 looks in the table T2 for the decrease action priority for hydrocarbon production.
- the most priority is that of rank 1 which corresponds to the partial unloading of the well n ° 3, this Well being in the stopped-ready state, this action is not feasible.
- the supervisor 64 looks for the next highest priority action which is the one of rank 2 which corresponds to the partial unloading of the well n ° 2. Well # 2 being in Startup scheme this action is not feasible.
- the supervisor 64 machine search the next highest priority action that is the rank 3 that matches partial unloading of the well n ° 1.
- the supervisor machine 64 gives by via the means of communication, to the controller 60 of individual control well 1, the order to move from well 1 to the condition corresponding to the minimum production. This order is interpreted by the individual control procedure of the well 1 which acts accordingly.
- the operating state of the wells is then as follows: No. of wells States of the wells 1 Minimum production regime 2 Start-up scheme 3 Stopped-ready to start 4 start-up regime
- the automaton 64 of supervision simultaneously compares the pressure in the separator flask, measured by means of the sensor 49, with two high and very high thresholds respectively P3 and P4. If this pressure exceeds the threshold P4 it initiates actions of decrease of the oil production according to the priorities assigned to these actions taking into account operating states of the wells. If this pressure is below the P3 threshold the PLC 64 initiates actions of increase of the production of oil in function priorities assigned to these actions taking into account the operating conditions Wells.
- the supervisory automaton 64 simultaneously compares the liquid level in the separator flask, measured by means of the sensor 40, with two high and very high thresholds respectively P5 and P6. Yes this pressure exceeds the threshold P6 it initiates actions of decrease of the production according to the priorities assigned to these actions taking into account the operating wells. If this pressure is below the threshold P5 the automaton 64 initiates actions to increase oil production according to priorities allocated to these actions taking into account the operating conditions of the wells.
- any operating anomaly such as a bottleneck downstream of line 45 or an overproduction of upstream oil translated by an increase in the pressure in the driving 45 drive automatically a series of actions to decrease the production which have the effect to quickly bring back the pressure in line 45 below the value of threshold P2 and thus to avoid that it reaches a threshold of triggering a setting security that usually leads to a shutdown of the facility.
- Actions for decrease production being prioritized and executed taking into account the operating state of the wells are optimally managed.
- the production of oil is maintained at its value. maximum which corresponds to a value of the pressure in the pipe 45 included between the thresholds P1 and P2, respecting the operating constraints of the balloon separator safely.
- the invention is not limited to driving a plant such as the described above which comprises four wells, an injection gas network, a network collector of the produced hydrocarbons and a downstream treatment facility. She also applies to the operation of an installation comprising several dozen wells, several injection gas networks, several collecting networks hydrocarbons and several downstream processing units.
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Description
La présente invention concerne une méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures sous forme d'huile et de gaz, comprenant plusieurs puits, un réseau de gaz sous pression d'activation des puits, un réseau collecteur des hydrocarbures produits et une unité aval de traitement des hydrocarbures produits.The present invention relates to a method of driving a hydrocarbon production plant in the form of oil and gas, comprising several wells, a pressurized well activation gas network, a network hydrocarbon product collector and a downstream processing unit hydrocarbons produced.
Elle trouve son application dans l'exploitation des gisements d'hydrocarbures à terre ou en mer.It finds its application in the exploitation of the deposits of oil on land or at sea.
L'exploitation des puits se fait généralement selon trois modes :
- le mode éruptif,
- le mode activé par injection de gaz,
- le mode activé par un dispositif de pompage immergé.
- the eruptive mode,
- the mode activated by gas injection,
- the mode activated by a submerged pumping device.
Quel que soit leur mode d'exploitation tous les puits pétroliers comprennent une colonne de production qui relie le fond du puits situé au niveau du réservoir d'hydrocarbures, à une tête de puits située à sa partie supérieure.Regardless of how they operate, all oil wells include a production column that connects the bottom of the well located at the level of hydrocarbon reservoir, at a wellhead located at its upper part.
La colonne de production définit avec le tubage formant la paroi du puits, un espace annulaire.The production column defines with the casing forming the wall of the well, an annular space.
A la partie supérieure du puits la colonne de production est reliée à une canalisation équipée d'un capteur de débit des hydrocarbures produits et d'une duse de sortie d'huile qui permet de régler le débit des hydrocarbures produits.At the top of the well the production column is connected to a pipeline equipped with a hydrocarbon flow sensor produced and a choke oil outlet that adjusts the flow of hydrocarbons produced.
Une procédure connue de conduite d'un tel puits exploité selon le mode éruptif consiste à asservir le débit des hydrocarbures produits par ce puits à une valeur de consigne ou à asservir la position de la duse de sortie d'huile à une valeur de consigne d'ouverture.A known procedure for driving such a well operated according to the mode eruptive is to enslave the flow of hydrocarbons produced by this well to a setpoint or to enslave the position of the oil outlet choke to a value opening deposit.
Un puits exploité selon le mode activé par injection de gaz à partir d'un réseau de gaz sous pression, comprend en plus un joint d'isolation annulaire à son extrémité inférieure, des vannes d'injection de gaz disposées à des intervalles optimisés le long de la colonne de production, une conduite d'injection de gaz dans l'espace annulaire munie d'une duse de réglage du débit de gaz injecté.A well operated in the activated mode by injection of gas from a pressurized gas network, further comprises an annular isolation seal to its bottom end, gas injection valves arranged at intervals optimized along the production column, a gas injection pipe in the annular space provided with an adjusting nozzle of the injected gas flow.
Le gaz injecté a pour effet d'alléger les hydrocarbures qui circulent dans la colonne de production ce qui facilite leur remontée vers la tête de puits. The injected gas has the effect of lightening the hydrocarbons circulating in the production column which facilitates their return to the wellhead.
Une procédure de conduite d'un puits exploité selon le mode activé par
injection de gaz est décrite dans le document FR 2 672 936. Cette procédure
consiste à agir simultanément sur la duse de sortie d'huile et sur la duse de réglage
du débit de gaz injecté pour régler le débit des hydrocarbures produits en fonction de
la valeur de grandeurs physiques mesurées par des capteurs, telles que la pression
et la température des hydrocarbures en amont de la duse de sortie d'huile, la
pression dans l'espace annulaire ou le débit de gaz injecté dans le puits.A procedure for driving a well operated in the activated mode by
injection of gas is described in the
Un puits exploité selon le mode activé par un dispositif de pompage immergé comprend comme les puits exploités selon les deux autres modes, une canalisation équipée d'une de sortie d'huile reliée à la partie supérieure de la colonne de production, plus une autre canalisation reliée à la partie supérieure de l'espace annulaire, équipée d'une duse de ventilation de gaz. Cette duse permet de régler le débit de gaz de ventilation c'est à dire d'extraire du puits l'excédant de gaz libre dans les conditions thermodynamiques du fond de puits.A well operated in the activated mode by a pumping device immersed understands as the wells operated according to the other two modes, a pipe equipped with an oil outlet connected to the upper part of the production column, plus another pipeline connected to the upper part of the annular space, equipped with a gas ventilation choke. This trick allows regulate the flow of ventilation gas, that is to extract the excess gas from the well free under thermodynamic conditions downhole.
Un tel puits comporte en plus, au fond une pompe immergée, entraínée par un moteur électrique alimenté par un variateur de fréquence, qui permet de remonter les hydrocarbures du fond de puits vers la tête de puits par la colonne de production.Such a well further comprises, at the bottom a submerged pump, driven by an electric motor powered by a frequency converter, which allows raise the hydrocarbons from the bottom of the well to the wellhead by the column of production.
Une procédure de conduite d'un puits exploité selon le mode activé par un dispositif de pompage immergé est décrite dans la demande de brevet française n° 98 01782 du 13.02.1998. Cette procédure consiste pour régler le débit d'huile produite à agir simultanément sur les duses de sortie d'huile et de ventilation de gaz et sur la vitesse du moteur électrique, en fonction des pressions en amont des deux duses, de l'intensité absorbée par le moteur électrique et de grandeurs physiques indicatrices de la production du puits telles que la pression en fond de puits, la température ou le débit de sortie d'huile du puits.A procedure for driving a well operated according to the mode activated by a submerged pumping device is described in French Patent Application No. 98 01782 of 13.02.1998. This procedure consists of adjusting the oil flow produced to act simultaneously on the oil exit and gas vent chucks and on the speed of the electric motor, depending on the pressures upstream of the two the intensity absorbed by the electric motor and of physical magnitudes indicators of well production such as downhole pressure, temperature or oil output flow from the well.
US-A-4 685 522 divulgue un système de production de puits à piston dans lequel le puits est commandé par un dispositif de commande de la production du puis en fonction de divers paramètres mesurés. Le dispositif de commande a la capacité de mesurer de manière régulière, cyclique les divers paramètres de débit / pression / température d'un ou plusieurs puits et de commander les opérations basées directement sur l'utilisation de valeurs commandées dans des algorithmes pré-programmés dans le processeur et le résultat des calculs et décisions du processeur. Cela permet un fonctionnement direct, continu du puits pour opérer une production optimale d'un puits individuel ou d'un champs entier de puits basée sur des conditions de fonctionnement réelles.US-A-4,685,522 discloses a piston well production system in which the well is controlled by a control device of the production of the according to various measured parameters. The control device has the capacity to measure in a regular, cyclic way the various parameters of flow / pressure / temperature of one or more wells and to control the operations based directly on the use of commanded values in pre-programmed algorithms in the processor and the result of calculations and decisions of the processor. This allows a direct, continuous operation of the well to operate a production optimum of an individual well or a whole well field based on actual operating conditions.
Chacune de ces procédures de contrôle agit en fonction d'une ou plusieurs grandeurs physiques propres au puits contrôlé. Elles ne tiennent pas compte de l'état de fonctionnement des autres puits, ni du comportement du réseau de gaz d'activation commun à tous les puits activés par injection de gaz, tel que celui qui résulte d'un déficit en gaz consécutif à une baisse de disponibilité ou à un excès de consommation, ni du comportement du réseau collecteur des hydrocarbures produits, ni du comportement de l'unité aval de traitement, qui sont communs à tous les puits.Each of these control procedures operates according to one or several physical quantities specific to the controlled well. They do not hold account of the state of operation of the other wells, or the behavior of the network activation gas common to all wells activated by gas injection, such as resulting from a gas deficit resulting from a decrease in availability or an excess consumption and the behavior of the hydrocarbon gathering network products, nor the behavior of the downstream processing unit, which are common to all the wells.
Une autre procédure mise en oeuvre pour la conduite d'un puits exploité selon le mode activé par injection de gaz, connue sous le nom de procédure d'allocation dynamique de gaz, permet de limiter l'effet des perturbations sur la pression du réseau de gaz d'injection. Cette procédure consiste à allouer un débit de gaz d'activation à chaque puits, calculé en fonction du gaz d'activation disponible dans le réseau et de la sensibilité au gaz de chaque puits.Another procedure implemented for the operation of a well operated according to the mode activated by gas injection, known as the procedure of dynamic gas allocation, makes it possible to limit the effect of disturbances on the pressure of the injection gas network. This procedure consists in allocating a flow of activation gas at each well, calculated based on available activation gas in the network and the gas sensitivity of each well.
Cette procédure d'allocation dynamique de gaz présente deux inconvénients :
- elle ne tient pas compte de l'état de fonctionnement des puits et donc des besoins spécifiques à chaque état,
- elle ne tient pas compte de l'état qui résulte d'une modification du débit de gaz alloué et donc du nouveau besoin réel.
- it does not take into account the state of operation of the wells and therefore the specific needs of each state,
- it does not take into account the state that results from a modification of the gas flow rate allocated and therefore the new real need.
Ces inconvénients peuvent rendre cette procédure inopérante notamment pendant les phases de démarrage des puits.These disadvantages may render this procedure inoperative in particular during the start-up phases of the wells.
Ainsi des perturbations sur le réseau collecteur d'hydrocarbures telles qu'un engorgement de circuit, une variation de la quantité de gaz d'injection disponible, une montée excessive d'un niveau de liquide dans un ballon séparateur, une montée de pression dans un circuit conduisent à des mises en sécurité des installations et par conséquent à des arrêts de production.Thus disturbances on the hydrocarbon collecting network such that a circuit congestion, a variation of the amount of injection gas available, an excessive rise in a liquid level in a separator tank, a rise in pressure in a circuit leads to safety installations and consequently to production shutdowns.
Un incident de fonctionnement sur un puits peut, par l'intermédiaire des installations communes, créer des perturbations sur une partie ou sur la totalité des autres puits et entraíner un arrêt total des installations.An operating incident on a well may, through the common facilities, create disturbances on part or all of the other wells and lead to a total shutdown of the facilities.
A l'occasion de tels incidents surtout lors des phases de mise en sécurité ou de redémarrage, les équipements sont soumis à des contraintes mécaniques, thermiques et hydrauliques très fortes qui peuvent les endommager et dans tous les cas réduire leur durée de vie.On the occasion of such incidents especially during the phases of security or restart, the equipment is subject to mechanical constraints, very strong thermal and hydraulic conditions that can damage them and in all case reduce their life.
La présente invention a précisément pour objet de remédier à ces inconvénients en proposant une méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures sous forme d'huile et de gaz, comprenant plusieurs puits, un réseau collecteur des hydrocarbures produits, une unité aval de traitement des hydrocarbures produits, méthode qui prend en compte les états de fonctionnement de tous puits et l'évolution de grandeurs physiques représentatives du fonctionnement des divers éléments de l'installation.The object of the present invention is precisely to remedy these disadvantages in proposing a method of conducting an installation of production of hydrocarbons in the form of oil and gas, comprising several wells, a hydrocarbon collection network produced, a downstream unit for the treatment of hydrocarbons produced, a method that takes into account the operating conditions of all wells and the evolution of physical quantities representative of the operation of the various elements of the installation.
La méthode de l'invention permet aussi de conduire une installation de production d'hydrocarbures comportant en plus un réseau de gaz d'activation de puits activés par injection de gaz.The method of the invention also makes it possible to drive an installation of production of hydrocarbons additionally comprising a network of wells activated by gas injection.
La méthode de l'invention est applicable aussi bien pour démarrer et arrêter les puits que pour les conduire après démarrage. The method of the invention is applicable both for starting and stop the wells only to drive them after startup.
Grâce à l'invention des arrêts de production liés à des perturbations sur le réseau de gaz d'activation, sur le réseau collecteur des hydrocarbures produits et sur l'unité de traitement aval peuvent être évités et la production maintenue à son niveau optimal en toute sécurité.Thanks to the invention of the production stoppages related to disturbances on the activation gas network, on the hydrocarbon collection network produced and on the downstream processing unit can be avoided and production maintained at its level optimal in complete safety.
A cette fin, l'invention propose une méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures sous forme d'huile et de gaz, comprenant plusieurs puits, un réseau collecteur des hydrocarbures produits, une unité aval de traitement des hydrocarbures produits, ledit réseau et ladite unité aval comportant des capteurs de mesures de grandeurs physiques représentatives de leur fonctionnement, chaque puits étant contrôlé selon une procédure individuelle utilisant des paramètres de contrôle modifiables et des données représentatives de l'état de fonctionnement du seul puits contrôlé, la méthode étant caractérisée en ce qu'elle consiste à modifier automatiquement les paramètres de contrôle utilisés par la procédure individuelle de contrôle de chacun des puits, en fonction d'au moins une des grandeurs physiques mesurées et des données représentatives des états de fonctionnement de tous les puits.To this end, the invention proposes a method of conducting an installation hydrocarbon production process in the form of oil and gas, including several wells, a hydrocarbon collection network produced, a downstream treatment unit produced hydrocarbons, said network and said downstream unit comprising sensors measurements of physical quantities representative of their operation, each well being controlled according to an individual procedure using parameters of editable control and data representative of the operating status of the controlled well, the method being characterized in that it consists in modifying automatically the control parameters used by the individual procedure of control of each of the wells, according to at least one of the physical magnitudes measured and data representative of the operating states of all well.
Selon une autre caractéristique de l'invention, au moins un des puits étant activé par injection de gaz , l'installation comportant en plus un réseau de gaz sous pression d'activation dudit puits, muni d'un capteur de mesure d'une grandeur physique représentative de son état de fonctionnement, elle consiste à comparer la valeur de ladite grandeur physique à un seuil très haut prédéterminé, et dans le cas où ladite valeur est supérieure audit seuil à modifier au moins un paramètre de la procédure individuelle de contrôle d'au moins un puits activé par injection de gaz, pour initier au moins une action d'augmentation de la consommation de gaz d'activation de manière à ramener la pression mesurée du réseau de gaz d'activation à une valeur inférieure à celle du seuil très haut prédéterminé.According to another characteristic of the invention, at least one of the wells being activated by gas injection, the installation further comprising a gas network activation pressure of said well, provided with a measurement sensor of a magnitude physical representative of its operating state, it consists in comparing the value of said physical quantity to a predetermined very high threshold, and in the case where said value is greater than said threshold to modify at least one parameter of the individual procedure for controlling at least one well activated by gas injection, to initiate at least one action to increase gas consumption in order to reduce the measured pressure of the activation gas network at a value lower than that of the predetermined very high threshold.
Selon une autre caractéristique de l'invention, la grandeur physique mesurée est la pression du réseau de gaz d'activation des puits activés par injection de gaz.According to another characteristic of the invention, the physical quantity measured is the pressure of the activation gas network of the injection-activated wells gas.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'action d'augmentation de la consommation de gaz d'activation consiste à démarrer au moins un puits activé par injection de gaz à l'arrêt.According to another characteristic of the invention, the action of increasing the activation gas consumption consists of starting at least one activated well by gas injection at a standstill.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'action d'augmentation de la consommation de gaz d'activation consiste à augmenter le débit de gaz injecté dans au moins un puits activé par injection de gaz, en cours de production.According to another characteristic of the invention, the action of increasing the activation gas consumption is to increase the flow of gas injected in at least one well activated by gas injection, during production.
Selon une autre caractéristique de l'invention, les actions d'augmentation de la consommation de gaz d'activation des puits activés par injection de gaz sont affectées d'un rang de priorité d'exécution prédéterminé et l'action initiée pour augmenter la consommation de gaz d'activation est l'action la plus prioritaire compte tenu de l'état de fonctionnement de chacun des puits.According to another characteristic of the invention, the increasing actions of the activation gas consumption of gas injection-activated wells are assigned a predetermined priority of execution priority and the action initiated to increase activation gas consumption is the highest priority action account given the state of operation of each well.
Selon une autre caractéristique de l'invention, au moins un des puits étant activé par injection de gaz, l'installation comportant en plus un réseau de gaz sous pression d'activation dudit puits, muni d'un capteur de mesure d'une grandeur physique représentative de son fonctionnement, elle consiste à comparer la valeur de ladite grandeur physique à un seuil haut prédéterminé, et dans le cas où ladite valeur est inférieure audit seuil à modifier au moins un paramètre de la procédure individuelle de contrôle d'au moins un puits activé par injection de gaz, pour initier au moins une action de diminution de la consommation de gaz d'activation de manière à ramener la pression mesurée du réseau de gaz d'activation à une valeur supérieure à celle du seuil haut prédéterminé.According to another characteristic of the invention, at least one of the wells being activated by gas injection, the installation further comprising a gas network activation pressure of said well, provided with a measurement sensor of a magnitude representative of its functioning, it consists in comparing the value said physical quantity to a predetermined high threshold, and in the case where said value is less than said threshold to change at least one parameter of the procedure control of at least one well activated by gas injection, to initiate the least one action of decreasing the activation gas consumption so to reduce the measured pressure of the activation gas network to a value greater than that of the predetermined high threshold.
Selon une autre caractéristique de l'invention, la grandeur physique mesurée est la pression du réseau de gaz d'activation des puits activés par injection de gaz.According to another characteristic of the invention, the physical quantity measured is the pressure of the activation gas network of the injection-activated wells gas.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'action de diminution de la consommation de gaz d'activation consiste à arrêter au moins un puits activé par injection de gaz en cours de production.According to another characteristic of the invention, the action of reducing the activation gas consumption is to stop at least one activated well by gas injection during production.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'action de diminution de la consommation de gaz d'activation consiste à diminuer le débit de gaz injecté dans au moins un puits activé par injection de gaz, en cours de production.According to another characteristic of the invention, the action of reducing the activation gas consumption consists of decreasing the flow of gas injected into at least one well activated by gas injection, during production.
Selon une autre caractéristique de l'invention, les actions de diminution de la consommation de gaz d'activation des puits activés par injection de gaz sont affectées d'un rang de priorité d'exécution prédéterminé et l'action initiée pour diminuer la consommation de gaz d'activation est l'action la plus prioritaire compte tenu de l'état de fonctionnement de chacun des puits.According to another characteristic of the invention, the reduction actions of the activation gas consumption of the wells activated by gas injection are assigned a predetermined priority of execution priority and the action initiated to decrease the activation gas consumption is the highest priority action account given the state of operation of each well.
Selon une autre caractéristique, l'invention consiste à comparer la valeur d'une grandeur physique mesurée à un seuil très haut prédéterminé, et dans le cas où la valeur de ladite grandeur physique est supérieure au dit seuil à modifier au moins un paramètre de la procédure individuelle de contrôle d'au moins un puits, pour initier au moins une action de diminution de la production d'hydrocarbures de manière à ramener la valeur de la grandeur physique mesurée à une valeur inférieure à celle du seuil très haut prédéterminé.According to another characteristic, the invention consists in comparing the value of a physical quantity measured at a very high predetermined threshold, and in the case where the value of said physical quantity is greater than said threshold to be modified at minus one parameter of the individual control procedure of at least one well, to initiate at least one action to decrease the production of hydrocarbons from in order to reduce the value of the measured physical quantity to a value less than that of the predetermined very high threshold.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'action de diminution de la production d'hydrocarbures consiste à arrêter un puits en cours de production.According to another characteristic of the invention, the action of reducing the Hydrocarbon production involves stopping a well during production.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'action de diminution de la production d'hydrocarbures consiste à diminuer la production d'un puits en cours de production. According to another characteristic of the invention, the action of reducing the hydrocarbon production consists of decreasing the production of a well in the process of production.
Selon une autre caractéristique de l'invention, les actions de diminution de la production d'hydrocarbures sont affectées d'un rang de priorité d'exécution prédéterminé et l'action initiée pour diminuer la production d'hydrocarbures est l'action la plus prioritaire compte tenu de l'état de fonctionnement de chacun des puits.According to another characteristic of the invention, the reduction actions of the production of hydrocarbons are assigned a priority of execution predetermined and the action initiated to reduce the production of hydrocarbons is the highest priority action in view of the state of operation of each of the well.
Selon une autre caractéristique, l'invention consiste à comparer la valeur d'une grandeur physique mesurée à un seuil haut prédéterminé, et dans le cas où la valeur de ladite grandeur physique est inférieure au dit seuil à modifier au moins un paramètre de la procédure individuelle de contrôle d'au moins un puits, pour initier au moins une action d'augmentation de la production d'hydrocarbures de manière à ramener la valeur de la grandeur physique mesurée à une valeur supérieure à celle du seuil haut prédéterminé.According to another characteristic, the invention consists in comparing the value a physical quantity measured at a predetermined high threshold, and in the case where the value of said physical quantity is less than said threshold to be modified at least one parameter of the individual control procedure of at least one well, to initiate at least one action to increase the production of hydrocarbons so as to reduce the value of the measured physical quantity to a value greater than that the predetermined high threshold.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'action d'augmentation de la production d'hydrocarbures consiste à augmenter la production d'hydrocarbures d'un puits en cours de production.According to another characteristic of the invention, the action of increasing the production of hydrocarbons is to increase the production of hydrocarbons a well being produced.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'action d'augmentation de la production d'hydrocarbures consiste à démarrer un puits à l'arrêt.According to another characteristic of the invention, the action of increasing the production of hydrocarbons consists in starting a well at a standstill.
Selon une autre caractéristique de l'invention, les actions d'augmentation de la production d'hydrocarbures sont affectées d'un rang de priorité d'exécution prédéterminé et l'action initiée pour augmenter la production d'hydrocarbures est l'action la plus prioritaire compte tenu de l'état de fonctionnement de chacun des puits.According to another characteristic of the invention, the increasing actions of hydrocarbon production are assigned an execution priority predetermined and the action initiated to increase the production of hydrocarbons is the highest priority action in view of the state of operation of each of the well.
D'une manière générale la méthode de l'invention est utilisée pour conduire une installation de production d'hydrocarbures sous forme d'huile et de gaz comprenant plusieurs puits, un réseau sous pression de gaz d'activation, un réseau collecteur des hydrocarbures produits, une unité aval de traitement des hydrocarbures produits.In general, the method of the invention is used for operate a hydrocarbon facility in the form of oil and gas comprising a plurality of wells, a pressure network of activation gas, a network collector of the hydrocarbons produced, a downstream unit for the treatment of hydrocarbons produced.
La figure 1 représente les éléments principaux d'une installation de production d'hydrocarbures donnée à titre d'exemple qui comprend :
un puits 1 éruptif, c'est à dire un puits pour l'exploitation d'un réservoir dont la pression naturelle des hydrocarbures est suffisante pour assurer la remontée des hydrocarbures depuis le fond jusqu'à la tête de puits par l'intermédiaire d'une colonne 2 de production, à laquelle est raccordée une canalisation 3 de sortie d'huile munie d'une duse 4 qui permet de régler le débit des hydrocarbures et d'un capteur 52 de mesure du dit débit.un puits 5 exploité selon le mode activé par injection de gaz qui comprend,une colonne 7 de production prolongée à sa partie supérieure par une canalisation 9 équipée d'une duse 11 de sortie d'huile, des vannes 13 d'injection de gaz disposées à des intervalles optimisés le long de la colonne 7 de production,une conduite 15 d'injection de gaz dans l'espace 17 annulaire défini parla colonne 7 de production et le tubage 19 formant la paroi du puits, munie d'une duse 21 de réglage du débit de gaz injecté, à son extrémité inférieure un joint 23 d'isolation annulaire etun capteur 47 en amont de la duse 21 de réglage du débit de gaz injecté,un puits 6 exploité selon le mode activé par injection de gaz qui comprend,une colonne 8 de production prolongée à sa partie supérieurepar une canalisation 10 équipée d'une duse 12 de sortie d'huile, des vannes 14 d'injection de gaz disposées à des intervalles optimisés le long de la colonne 8 de production,une conduite 16 d'injection de gaz dans l'espace 18 annulaire défini parla colonne 7 de production et le tubage 20 formant la paroi du puits, munie d'une duse 22 de réglage du débit de gaz injecté, à son extrémité inférieure un joint 24 d'isolation annulaire etun capteur 48 de mesure du débit de gaz injecté placé en amont de la duse 22 de réglage du débit de gaz injecté,un puits 25 exploité selon le mode activé par un dispositif de pompage immergé qui comprend une colonne 26 de production prolongée à sa partie supérieurepar une canalisation 27 équipée d'une duse 28 de sortie d'huile,une canalisation 29 reliée à la partie supérieure de l'espace 30 annulaire équipée d'une duse 31 de ventilation de gaz, au fond,une pompe 32 immergée, entraínée par un moteur 33 électrique alimentépar un variateur 34 de fréquence, qui permet de remonter les hydrocarbures du fond de puits vers la tête de puits par l'intermédiaire de la colonne 26 de production, un capteur 46 de mesure de la pression en amont de la duse 28 de sortie d'huile etun capteur 51 de mesure de la pression en amont de la duse 31.un réseau 35 de gaz sous pression alimentant les canalisations 15 et 16 reliées aux espaces 17 et 18 annulaires des puits 5et 6 activés par injection de gaz, la pression de ce réseau étant mesurée par le capteur 36,un réseau 37 collecteur des hydrocarbures produits auquel sont raccordés les canalisations 3, 9, 10 et 27 de sortie des hydrocarbures de chaque puits,- une unité 38 aval de traitement des hydrocarbures produits alimentée par le
réseau 37 collecteur d'hydrocarbures, qui comporte
un ballon 39 de séparation des hydrocarbures produits en huile et en gaz, dont le niveau d'huile est mesurépar un capteur 40 et la pressionpar un capteur 49, l'huile séparée contenant de l'eau remontée du fond de puits en même temps que les hydrocarbures. Le gaz résultant de la séparation des hydrocarbures alimente d'unepart un ballon 41 placé à l'aspiration d'un compresseur 42 qui comprime le gaz pour l'injecter dans le réseau 35 de gaz et d'autrepart une canalisation 43 d'évacuation du gaz produit. L'huile en fond duballon 39 séparateur est reprise par une pompe qui refoule dans une canalisation 45 d'évacuation de l'huile produite.
- an
eruptive well 1, ie a well for operating a reservoir whose natural pressure of hydrocarbons is sufficient to ensure the rise of hydrocarbons from the bottom to the wellhead through aproduction column 2, which is connected to an oil outlet pipe 3 provided with achoke 4 which adjusts the hydrocarbon flow rate and asensor 52 for measuring said flow. - a well 5 operated according to the gas injection activated mode which comprises, a
production column 7 extended at its upper part by a pipe 9 equipped with anoil outlet choke 11,gas injection valves 13 arranged at optimized intervals along theproduction column 7, agas injection pipe 15 in theannular space 17 defined by theproduction column 7 and thecasing 19 forming the wall of the well, provided with achoke 21 for regulating the injected gas flow, at its lower end an annular isolation gasket 23 and asensor 47 upstream of thenozzle 21 for regulating the injected gas flow, - a well 6 operated according to the gas injection-activated mode which comprises a
production column 8 extended at its upper part by apipe 10 equipped with anoil outlet nozzle 12,gas injection valves 14 arranged at optimized intervals along theproduction column 8, agas injection pipe 16 in the annular space defined by theproduction column 7 and thecasing 20 forming the wall of the well, provided with achoke 22 for regulating the injected gas flow rate, at its lower end anannular isolation seal 24 and asensor 48 for measuring the injected gas flow placed upstream of the injected gasflow control nozzle 22, - a well 25 operated in the activated mode by a submerged pumping device which comprises a production column extended at its upper part by a
pipe 27 equipped with anoil outlet choke 28, apipe 29 connected to the upper part of the annular space equipped with agas venting funnel 31, at the bottom, a submergedpump 32, driven by anelectric motor 33 powered by afrequency variator 34, which makes it possible to raise the hydrocarbons from the bottom of the well to the wellhead via theproduction column 26, asensor 46 for measuring the pressure upstream of thenozzle 28 of the oil outlet and asensor 51 for measuring the pressure upstream of thenozzle 31. - a
network 35 of pressurized gas supplying the 15 and 16 connected to thepipes 17 and 18 of theannular spaces 5 and 6 activated by gas injection, the pressure of this network being measured by thewells sensor 36, - a collector network for the produced hydrocarbons to which are connected the
3, 9, 10 and 27 of each well,hydrocarbon outlet lines - a downstream processing unit for the produced hydrocarbons supplied by the
hydrocarbon collecting network 37, which comprises aflask 39 for separating the hydrocarbons produced in oil and gas, the oil level of which is measured by asensor 40 and the pressure by asensor 49, the separated oil containing water raised from the bottom of the well at the same time as the hydrocarbons. The gas resulting from the separation of the hydrocarbons feeds on the one hand aballoon 41 placed at the suction of acompressor 42 which compresses the gas to inject it into thegas network 35 and on the other hand apipe 43 of evacuation of the product gas. The oil at the bottom of theseparator flask 39 is taken up by a pump which discharges into apipe 45 for discharging the oil produced.
Le dispositif comporte aussi non représenté sur la figure 1 des moyens de mise en sécurité de l'installation.The device also comprises, not shown in FIG. security of the installation.
La figure 2 représente un dispositif pour la mise en oeuvre de la méthode de l'invention qui comporte :
- un automate 60 , pour le contrôle du puits 1 exploité selon le mode éruptif qui
reçoit le signal émis par le capteur 52 et agit sur la duse 4 de sortie d'huile. La
procédure de contrôle individuelle de
ce puits 1 comporte un séquence de démarrage qui consiste, à partir de l'état arrêté-prêt à démarrer, à ouvrir progressivement la duse 4 pour obtenir un débit d'huile produite prédéterminé correspondant au régime minimal de production de ce puits.
Après une phase démarrage, pour passer en régime de production, la procédure individuelle de contrôle dece puits 25 consiste à asservir le débit d'hydrocarbures produits mesuré au moyen du capteur 52 à une valeur de consigne mémorisée dans l'automate 60 sous forme d'un paramètre de contrôle, par action sur la duse 4 de sortie d'huile. - un automate 61 pour le contrôle du puits 25 activé par un dispositif de
pompage immergé qui reçoit les signaux délivrés par les capteurs 46
et 51 de pression en amont de la duse 28 de sortie d'huile et de la duse 31 de ventilation de gaz et un signal représentatif de la fréquence du courant électrique délivré par le variateur 34 de fréquence et agit sur les duses 28 de sortie d'huile et 31 de ventilation de gaz et sur la fréquence du variateur 34 de fréquence.
La procédure de contrôle individuelle dece puits 25, comporte une séquence de démarrage qui consiste, à partir d'un état arrêté-prêt à démarrer à augmenter progressivement la vitesse du moteur 33 en agissant sur la fréquence du variateur 34 et à agir sur les duses 28et 31 pour amener le puits à un régime minimal de production correspondant à un débit d'huile produite prédéterminé dont la valeur est mémorisée dans l'automate 61 sous forme d'un paramètre de contrôle modifiable.
Après une phase démarrage, la procédure individuelle de contrôle dece puits 25 pour atteindre un régime de production consiste :- à augmenter la vitesse du moteur 33 jusqu'à une valeur objectif mémorisée sous forme de paramètre de contrôle dans l'automate 61,
- à ouvrir la duse 28 de sortie de l'huile jusqu'à une valeur calculée en fonction de la valeur objectif de la vitesse du moteur 33,
- à agir sur la duse 31 pour ventilation de gaz pour maintenir la pression en amont de ladite duse à une valeur calculée en fonction de la valeur objectif de la vitesse du moteur 33,
- un automate 62 pour le contrôle du puits 5 activé par injection de gaz qui reçoit
des signaux délivrés par le capteur 47 de débit de gaz injecté et agit sur les
duses 11 de sortie d'huile et 21 d'injection de gaz.
La procédure de contrôle individuelle dece puits 5 consiste, à partir d'un état arrêté-prêt à démarrer, à agir sur les duses 11 de sortie d'huile et 21 d'injection de gaz selon une séquence prédéterminée pour atteindre un régime minimal de production. Partant de ce régime minimal de production la procédure de contrôle individuelle dece puits 5 pour passer à un régime de production, consiste à asservir la position de la duse 11 de sortie d'huile à une valeur prédéterminée et à agir sur la duse 21 d'injection de gaz pour asservir le débit de gaz d'injection à une valeur de consigne mémorisée dans l'automate 62 sous forme d'un paramètre de contrôle. - un automate 63 pour le contrôle du puits 6 activé par injection de gaz qui reçoit
des signaux délivrés par le capteur 48 de débit de sortie d'huile et agit sur les
duses 12 de sortie d'huile et 22 d'injection de gaz.
La procédure de contrôle individuelle dece puits 6 consiste, à partir d'un état arrêté-prêt à démarrer à agir sur les duses 12 de sortie d'huile et 22 d'injection de gaz selon une séquence prédéterminée pour atteindre un régime minimal de production. Partant de ce régime minimal de production la procédure de contrôle individuelle dece puits 6 consiste à asservir la position de la duse 12 de sortie d'huile à une valeur prédéterminée et à agir sur la duse 22 d'injection de gaz pour asservir le débit de gaz d'injection à une valeur de consigne mémorisée dans l'automate 63 sous forme d'un paramètre de contrôle. - un automate 64 superviseur relié aux automates 60, 61, 62 et 63 de contrôle de
chacun des puits 1, 5, 6 et 25, qui reçoit les signaux délivrés par :
- le capteur 36 de pression dans le réseau 35 de gaz d'injection,
- le capteur 40 de mesure de niveau dans le ballon 39 de séparation des hydrocarbures en huile et gaz,
- le capteur 49 de mesure de pression dans le ballon 39 de séparation des hydrocarbures en huile et gaz,
- le capteur 53 de pression dans la canalisation 45 d'évacuation de l'huile produite.
- a
controller 60, for the control of thewell 1 operated in the eruptive mode that receives the signal from thesensor 52 and acts on thechoke 4 oil outlet. The individual control procedure of thiswell 1 comprises a start sequence which consists, from the stopped-ready to start state, to gradually open thechoke 4 to obtain a predetermined production oil flow corresponding to the minimum production rate. of this well.
After a start-up phase, in order to go into production mode, the individual control procedure for this well 25 consists in slaving the flow of hydrocarbons produced measured by means of thesensor 52 to a set value stored in theautomaton 60 in the form of a control parameter, by action on thechoke 4 of oil outlet. - a
controller 61 for the control of the well 25 activated by a submerged pumping device which receives the signals delivered by the 46 and 51 upstream of thepressure sensors oil outlet choke 28 and thegas ventilation choke 31 and a signal representative of the frequency of the electric current delivered by thefrequency converter 34 and acts on the gas output andgas venting jets 28 and on the frequency of thefrequency converter 34.
The individual control procedure of this well 25 comprises a start sequence which consists, from a stopped-ready state to start gradually increasing the speed of themotor 33 by acting on the frequency of thevariator 34 and acting on the 28 and 31 to bring the well to a minimum production regime corresponding to a predetermined output oil flow whose value is stored in thecontroller 61 as an editable control parameter.
After a start-up phase, the individual control procedure of this well 25 to reach a production regime consists of:- to increase the speed of the
motor 33 to an objective value stored as a control parameter in thecontroller 61, - to open the
oil outlet choke 28 to a value calculated according to the objective value of the speed of themotor 33, - acting on the
choke 31 for gas ventilation to maintain the pressure upstream of said choke at a value calculated as a function of the objective value of themotor speed 33,
- to increase the speed of the
- a
controller 62 for the control of the gas injection-activated well 5 which receives signals delivered by the injectedgas flow sensor 47 and acts on the oil output andgas injection jets 11.
The individual control procedure of thiswell 5 consists, from a stopped-ready state, to act on the oil output andgas injection jets 11 in a predetermined sequence to reach a minimum speed. of production. Starting from this minimum production regime the procedure of individual control of this well 5 to switch to a production regime, consists in slaving the position of theoil outlet choke 11 to a predetermined value and acting on the choke 21 d injection of gas to control the injection gas flow rate to a set value stored in thecontroller 62 as a control parameter. - a
controller 63 for the control of the gas injection-activated well 6 which receives signals delivered by the oiloutput flow sensor 48 and acts on the oil output andgas injection jets 12.
The individual control procedure of thiswell 6 consists, from a stopped-ready state to start acting on the oil output andgas injection jets 12 in a predetermined sequence to reach a minimum speed of production. Starting from this minimum production regime, the individual control procedure for thiswell 6 consists in slaving the position of theoil outlet choke 12 to a predetermined value and acting on the gas injection choke 22 to enslave the flow. injection gas at a setpoint stored in thecontroller 63 as a control parameter. - a
supervisor 64 connected to the 60, 61, 62 and 63 of each of thecontrol automatons 1, 5, 6 and 25, which receives the signals delivered by:wells - the
pressure sensor 36 in theinjection gas network 35, - the
level measurement sensor 40 in thetank 39 for separating the hydrocarbons with oil and gas, - the
sensor 49 for measuring the pressure in thetank 39 for separating the hydrocarbons in oil and gas, - the
pressure sensor 53 in thepipe 45 for discharging the oil produced.
- the
Chaque automate de contrôle 60, 61 et 62 est muni d'une mémoire qui contient :
- un programme correspondant à la procédure de contrôle individuelle de chaque puits,
- des paramètres de contrôle individuel de chaque puits tels que les valeurs de consignes de débits d'huile pour tout type de puits, les valeurs de consignes des débits de gaz injecté pour les puits activés par injection de gaz, les valeurs de consignes de débit de gaz de ventilation pour les puits activés par pompage.
- des données représentatives de l'état de fonctionnement de chaque puits qu'il
contrôle, qui sont les suivants :
- indisponible,
- arrêté-prêt à démarrer,
- en démarrage,
- en régime minimal de production,
- en régime de production.
- des paramètres de contrôle individuel de chaque puits dont les valeurs sont interprétées par la procédure de contrôle individuelle comme des ordres de changements d'état,
- a program corresponding to the individual control procedure for each well,
- individual control parameters for each well, such as the oil flow setpoint values for any type of well, the setpoint values for the injected gas flow rates for the gas injection-activated wells, the flow rate setpoint values, ventilation gas for pumping activated wells.
- data representative of the operating state of each well that it controls, which are the following:
- unavailable,
- stopped-ready to start,
- in startup,
- in the minimum production regime,
- in production regime.
- individual control parameters of each well, the values of which are interpreted by the individual control procedure as orders of changes of state,
L'automate 64 superviseur est muni d'une mémoire qui contient un
programme pour la mise en oeuvre de la méthode de conduite de l'installation de
production d'hydrocarbures.The
Les automates 60, 61, 62 et 63 de contrôle individuel de chaque puits et l'automate 64 superviseur sont munis de moyens de communication bidirectionnels non représentés qui permettent à l'automate 64 par l'intermédiaire des liaisons électriques 65, 66, 67, et 68 :
- de connaítre l'état de fonctionnement de chaque puits,
- de connaítre les valeurs des paramètres de contrôle utilisés par les procédures de contrôle de chaque puits,
- de modifier les valeurs des paramètres de contrôle,
- to know the state of operation of each well,
- to know the values of the control parameters used by the control procedures of each well,
- to modify the values of the control parameters,
Les automates 61 à 64 sont aussi connectés au système de mise en
sécurité de l'installation qui les informe des mises en sécurité des éléments de
l'installation et donc de l'indisponibilité de ces éléments dont notamment les puits.The
Selon un premier mode de mise en oeuvre de la méthode de l'invention
l'automate 64 superviseur compare la pression du réseau 35 de gaz d'injection
mesurée par le capteur 36, à un seuil haut prédéterminé. According to a first embodiment of the method of the invention
the
Si cette pression est inférieure à la valeur de ce seuil l'automate 64 n'agit
pas.If this pressure is lower than the value of this threshold, the
Si cette pression dépasse la valeur de ce seuil l'automate 64 superviseur
donne des ordres, sous forme de modifications des paramètres de contrôle aux
automates 62 et 63 de contrôle des puits 5et 6 activés par injection de gaz, pour
augmenter le débit de gaz injecté et par conséquent faire baisser la pression du
réseau 35 d'injection de gaz.If this pressure exceeds the value of this threshold the
Pour cela, l'automate 64 superviseur lit dans la mémoire de l'automate 62,
grâce aux moyens de communication bidirectionnels, l'état de fonctionnement du
puits 5. Si cet état indique que le puits 5 est en régime de production, c'est à dire
qu'il produit des hydrocarbures à un débit contrôlé par la procédure de contrôle
individuelle du puits 5. Pour augmenter le débit de gaz injecté l'automate 64
superviseur augmente la valeur de consigne de débit de gaz mémorisée dans
l'automate 62 sous forme de paramètre de contrôle.For this, the
L'automate 64 superviseur renouvelle cette opération jusqu'à ce que la
pression dans le réseau 35 de gaz d'activation repasse en dessous de la valeur du
seuil haut. Si au bout d'un temps prédéterminé expérimentalement la pression est
toujours supérieure au seuil haut, l'automate 64 de supervision exécute une suite
d'opérations similaires pour augmenter la production du puits 6 activé par injection
de gaz.The
Si l'un des deux puits 5 ou 6 activés par injection de gaz n'est pas en
production, c'est à dire s'il est à l'état arrêté-prêt à démarrer, pour augmenter le débit
de gaz injecté, l'automate 64 de supervision vérifie que ce puits n'est pas
indisponible et donne un ordre de démarrage en modifiant le paramètre d'état
correspondant dans l'automate de contrôle de ce puits.If one of the two
Les actions sur les duses de sortie d'huile et de ventilation de gaz pour
augmenter les débits d'hydrocarbures produits par chacun des puits, initiées soit par
augmentation des valeurs de consignes soit par démarrage d'un puits à l'arrêt, sont
effectuées par chaque automate 62 et 63 selon la procédure de contrôle individuelle
de chaque puits 5 et 6.The actions on the oil exit and gas vent chokes for
increase the hydrocarbon flow rates produced by each well, initiated either by
set point values either by starting a stopped well, are
performed by each
Ainsi une augmentation excessive de la pression dans le réseau qui pourrait déclencher une mise en sécurité partielle de l'installation et aboutir à une réduction de la production est évitée. Simultanément la production d'hydrocarbures par les puits activés par injection de gaz est maximisée.Thus an excessive increase of the pressure in the network which could trigger a partial safety shutdown of the installation and result in a reduction of production is avoided. Simultaneously the production of hydrocarbons by wells activated by gas injection is maximized.
Selon un deuxième mode de mise en oeuvre de l'invention des rangs de
priorité son affectés d'une part aux actions d'augmentation de production c'est à dire
aux actions de démarrage et de mise en régime de production des puits et d'autre
part aux actions de diminution de production c'est à dire aux actions de mise en
régime de production minimale et de mise à l'arrêt. Ces affectations de rang de
priorité sont mémorisées dans l'automate 64 superviseur sous forme de tables telles
que les tables T1 et T2 suivantes :
Dans les tables T1 et T2 l'opération la plus prioritaire est celle dont le rang est le plus faible, ainsi l'opération de rang i est plus prioritaire que l'opération de rang i+j, où j > 1 et le rang de priorité 0 signifie que l'état correspondant n'existe pas pour le type de puits auquel il est affecté. In tables T1 and T2, the highest priority operation is the one whose rank is the weakest, so the rank i operation has a higher priority than the rank operation i + j, where j> 1 and the priority 0 means that the corresponding state does not exist for the type of well to which it is assigned.
Dans la colonne type de puits, E signifie que le puits est de type éruptif, AGL qu'il est de type activé par injection de gaz et APP qu'il est activé par pompage.In the well type column, E means that the well is eruptive, AGL that it is type activated by gas injection and APP that it is activated by pumping.
L'automate 64 superviseur contient également en mémoire des tables des
transitions possibles, entre les différents états initiaux et finaux des puits, qui ont la
structure suivante :
L'installation ayant été démarrée selon une procédure de démarrage
connue, l'état des puits est le suivant :
Selon le deuxième mode de mise en oeuvre de l'invention l'automate 64
superviseur compare en permanence la valeur de la pression dans la canalisation
45, mesurée par le capteur 53, à un seuil P1 haut et à un seuil P2 très haut, P1 et
P2 étant prédéterminés en fonction des caractéristiques de l'installation.
Quand la valeur de la pression dans la canalisation 45 est comprise entre
P1 et P2 l'automate 64 n'initie aucune action.According to the second embodiment of the invention, the
Quand la valeur de la pression dans la canalisation 45 est inférieure au
seuil P1, l'automate 64 superviseur recherche dans la table T1 l'action
d'augmentation de production d'hydrocarbures la plus prioritaire. Dans notre
exemple compte tenu que l'action de rang 1 est déjà réalisée, l'action la plus
prioritaire est celle de rang 2 qui correspond à la mise en régime de production du
puits n°1. D'après la TABLE T4 la seule possibilité d'atteindre cet état est à partir de
l'état régime minimal de production. L'automate 64 superviseur grâce aux moyens de
communication avec l'automate 60, vérifie que l'état du puits n°1 est en régime
minimal de production et si c'est le cas comme dans notre exemple (TABLE T5),
donne par l'intermédiaire des moyens de communication, à l'automate 60, l'ordre de
passer le puits 1 à l'état "régime de production " et la valeur de la consigne de débit
d'huile à respecter.When the value of the pressure in
Cet ordre est interprété par la procédure de contrôle individuelle du puits 1
qui donne à la valeur de consigne de débit d'huile la valeur transmise par l'automate
64 et met à jour les données représentatives de l'état du puits 1.This order is interpreted by the procedure of individual control of well 1
which gives the oil flow set point value the value transmitted by the
L'état des puits est le suivant :
Après écoulement d'une temporisation définie expérimentalement pour
laisser à l'action demandée le temps de s'exécuter, l'automate 64 superviseur
compare à nouveau la valeur de la pression dans la canalisation 45 aux seuils P1 et
P2. Si la valeur de la pression dans la canalisation 45 est inférieure au seuil P1,
l'automate 64 superviseur recherche dans la table T1 l'action d'augmentation de
production d'hydrocarbures la plus prioritaire. Dans notre exemple compte tenu que
les actions de rangs 1 et 2 ont déjà été réalisées, l'action la plus prioritaire est celle
de rang 3 qui correspond au démarrage du puits n°4, dont l'état de fonctionnement
est "indisponible".After the expiry of an experimentally defined time delay for
leave the requested action time to execute, the
Le puits n°4 ne peut donc pas être démarré et l'action de rang 3 ne peut pas être réalisée.Well # 4 can not be started and rank 3 action can not not be realized.
L'automate 64 superviseur recherche dans la table T1 l'action
d'augmentation de production d'hydrocarbures possible la plus prioritaire, qui est
celle de rang 4 qui correspond au démarrage du puits n°2. Ce puits étant du type
activé par injection de gaz, l'automate 64 vérifie en plus la disponibilité de gaz dans
le réseau 35 de gaz d'injection, en contrôlant que la pression mesurée par le capteur
36 est supérieure à la valeur nominale d'exploitation de ce réseau 35 établie en
fonction des caractéristiques des éléments de l'installation.The
Cela étant le cas dans notre exemple, l'automate 64 superviseur donne à
l'automate 62 l'ordre de passer le puits en régime de démarrage.This being the case in our example, the
Cet ordre est interprété par la procédure de contrôle individuelle du puits 2
qui initie la séquence de démarrage de ce puits.This order is interpreted by the procedure of individual control of the
L'état de fonctionnement des puits est le suivant :
Si la condition de disponibilité de gaz n'avait pas été satisfaite l'automate
64 aurait recherché l'action d'augmentation de production la plus prioritaire, possible
compte tenu de l'état de fonctionnement des puits. If the condition of availability of gas had not been satisfied the
Nous considérons maintenant que le puits 4 a été rendu disponible et qu'il
se trouve dans l'état "arrêté-prêt à démarrer".We now consider that
L'état de fonctionnement des puits est le suivant :
L'automate 64 superviseur compare la valeur de la pression dans la
canalisation 45 aux seuil P1 et P2. Si la valeur de la pression dans la canalisation 45
est inférieure au seuil P1, l'automate 64 superviseur recherche dans la table T1
l'action d'augmentation de production d'hydrocarbures la plus prioritaire qui est celle
de rang 3 correspondant au passage en régime de démarrage du puits n°4.
L'automate 64 superviseur donne par l'intermédiaire des moyens de communication,
à l'automate 61 local de contrôle individuel du puits 4, l'ordre de passer le puits 4 à
l'état de démarrage. Cet ordre est interprété par la procédure de contrôle individuelle
du puits 4 qui initie la séquence démarrage.The
L'état de fonctionnement des puits est alors le suivant :
Si la valeur de la pression dans la canalisation 45 devient supérieure au
seuil P2, l'automate 64 superviseur recherche dans la table T2 l'action de diminution
de production d'hydrocarbures la plus prioritaire. Dans notre exemple l'action la plus
prioritaire est celle de rang 1 qui correspond au délestage partiel du puits n°3, ce
puits étant dans l'état arrêté-prêt à démarrer, cette action n'est pas réalisable. If the value of the pressure in
L'automate 64 superviseur recherche l'action la plus prioritaire suivante qui est celle
de rang 2 qui correspond au délestage partiel du puits n°2. Le puits n°2 étant en
régime de démarrage cette action n'est pas réalisable. L'automate 64 superviseur
recherche l'action la plus prioritaire suivante qui est celle de rang 3 qui correspond
au délestage partiel du puits n°1. L'automate 64 superviseur donne par
l'intermédiaire des moyens de communication, à l'automate 60 de contrôle individuel
du puits 1, l'ordre de passer le puits 1 à l'état correspondant au régime minimal de
production. Cet ordre est interprété par la procédure de contrôle individuelle du
puits 1 qui agit en conséquence.The
L'état de fonctionnement des puits est alors le suivant :
Selon la même procédure que celle qui vient d'être décrite l'automate 64
de supervision compare simultanément la pression dans le ballon 39 séparateur,
mesurée au moyen du capteur 49, à deux seuils haut et très haut respectivement P3
et P4. Si cette pression dépasse le seuil P4 il initie des actions de diminution de la
production d'huile en fonction des priorités affectées à ces actions en tenant compte
des états de fonctionnement des puits. Si cette pression est inférieure au seuil P3
l'automate 64 initie des actions d'augmentation de la production d'huile en fonction
des priorités affectées à ces actions en tenant compte des états de fonctionnement
des puits.According to the same procedure as that which has just been described, the
Selon la procédure décrite précédemment l'automate 64 de supervision
compare simultanément le niveau de liquide dans le ballon 39 séparateur, mesuré
au moyen du capteur 40, à deux seuils haut et très haut respectivement P5 et P6. Si
cette pression dépasse le seuil P6 il initie des actions de diminution de la production
d'huile en fonction des priorités affectées à ces actions en tenant compte des états
de fonctionnement des puits. Si cette pression est inférieure au seuil P5 l'automate
64 initie des actions d'augmentation de la production d'huile en fonction des priorités
affectées à ces actions en tenant compte des états de fonctionnement des puits. According to the procedure described above, the
Ainsi grâce à l'invention, toute anomalie de fonctionnement, telle qu'un
engorgement en aval de la conduite 45 ou une surproduction d'huile en amont qui se
traduit par une augmentation de la pression dans la conduite 45 entraíne
automatiquement une série d'actions pour diminuer la production qui ont pour effet
de ramener rapidement la pression dans la conduite 45 en dessous de la valeur du
seuil P2 et ainsi d'éviter qu'elle n'atteigne un seuil de déclenchement d'une mise en
sécurité qui conduit généralement à un arrêt de l'installation. Les actions pour
diminuer la production étant classées par priorité et exécutées en tenant compte de
l'état de fonctionnement des puits sont gérées de manière optimale.Thus, thanks to the invention, any operating anomaly, such as a
bottleneck downstream of
De plus grâce à l'invention la production d'huile est maintenue à sa valeur
maximale qui correspond à une valeur de la pression dans la conduite 45 comprise
entre les seuils P1 et P2, en respectant les contraintes de fonctionnement du ballon
séparateur en toute sécurité.Moreover, thanks to the invention, the production of oil is maintained at its value.
maximum which corresponds to a value of the pressure in the
L'invention n'est pas limitée à la conduite d'une installation telle que celle décrite ci-dessus qui comporte quatre puits, un réseau de gaz d'injection, un réseau collecteur des hydrocarbures produits et une installation de traitement aval. Elle s'applique aussi à la conduite d'une installation comportant plusieurs dizaines de puits, plusieurs réseaux de gaz d'injection, plusieurs réseaux collecteurs d'hydrocarbures et plusieurs unités de traitement aval.The invention is not limited to driving a plant such as the described above which comprises four wells, an injection gas network, a network collector of the produced hydrocarbons and a downstream treatment facility. She also applies to the operation of an installation comprising several dozen wells, several injection gas networks, several collecting networks hydrocarbons and several downstream processing units.
Claims (19)
- Method of operating a plant for the production of hydrocarbons in the form of oil and gas, comprising several wells (1, 5, 6, 25), a system (37) for collecting the hydrocarbons produced and a downstream unit (38) for treating the hydrocarbons produced, the said system (37) and the said downstream unit (38) having sensors for measuring physical quantities representative of their operation, each well (1, 5, 6, 25) being controlled according to an individual procedure using modifiable control parameters and data representative of the operating status of the single controlled well, characterized in that the method comprises automatically modifying the control parameters used by the individual procedure for controlling each of the wells (1, 5, 6, 25), depending on at least one of the physical quantities measured and on the data representative of the status of operation of all of the wells (1, 5, 6, 25).
- Method according to claim 1, characterized in that, at least one of the wells being activated by gas injection, the plant additionally having a pressurized-gas system (35) for activating the said well (1, 5), fitted with a sensor (36) for measuring a physical quantity representative of its operating status, it consists in comparing the value of the said physical quantity with a predetermined very high threshold and, if the said value is greater than the said threshold, in modifying at least one parameter of the individual procedure for controlling at least one gas-injection-activated well (1, 5), in order to initiate at least one action to increase the consumption of activation gas so as to bring the pressure measured in the activation gas system back down to a value below that of the predetermined very high threshold.
- Method according to claim 2, characterized in that the physical quantity measured is the pressure in the gas system (35) for activating the gas-injection-activated wells (1, 5).
- Method according to claim 2 or 3, characterized in that the action to increase the consumption of activation gas consists in starting at least one gas-injection-activated well (1, 5) that has been shut down.
- Method according to claim 2 or 3, characterized in that the action to increase the consumption of activation gas consists in increasing the flow rate of gas injected into at least one gas-injection-activated well (1, 5) which is currently producing.
- Method according to one of claims 2 to 5, characterized in that the actions to increase the consumption of gas for activating the gas-injection activated wells (1, 5) are assigned a predetermined operating priority rank and the action initiated in order to increase the consumption of activation gas is the highest-priority action given the operating status of each of the wells (1, 5, 6, 25).
- Method according to claim 1, characterized in that, at least one of the wells being activated by gas injection, the plant additionally having a pressurized-gas system (35) for activating the said well, fitted with a sensor (36) for measuring a physical quantity representative of its operation, it consists in comparing the value of the said physical quantity with a predetermined high threshold and, if the said value is below the said threshold, in modifying at least one parameter of the individual procedure for controlling at least one gas-injection-activated well (1, 5) in order to initiate at least one action to decrease the consumption of activation gas so as to bring the measured pressure in the activation gas system back up to a value above that of the predetermined high threshold.
- Method according to claim 7, characterized in that the measured physical quantity is the pressure in the gas system (35) for activating the gas-injection-activated wells (1, 5).
- Method according to claim 7, characterized in that the action to decrease the consumption of activation gas consists in shutting down at least one gas-injection-activated well (1, 5) which is currently producing.
- Method according to claim 7 or 8, characterized in that the action to decrease the consumption of activation gas consists in decreasing the flow rate of gas injected into at least one gas-injection-activated well (1, 5) which is currently producing.
- Method according to one of claims 7 to 10, characterized in that the actions to decrease the consumption of gas for activating the gas-injection activated wells (1, 5) are assigned a predetermined operating priority rank and the action initiated in order to decrease the consumption of activation gas is the highest-priority action given the operating status of each of the wells (1, 5, 6, 25).
- Method according to claim 1, characterized in that it consists in comparing the value of a measured physical quantity with a predetermined very high threshold and, if the value of the said physical quantity is above the said threshold, in modifying at least one parameter of the individual procedure for controlling at least one well (1, 5, 6, 25), in order to initiate at least one action to decrease the production of hydrocarbons so as to bring the value of the measured physical quantity back down to a value below that of the very high predetermined threshold.
- Method according to claim 12, characterized in that the action to decrease the production of hydrocarbons consists in shutting down at least one well which is currently producing.
- Method according to claim 12, characterized in that the action to decrease the production of hydrocarbons consists in decreasing the production of a well (1, 5, 6, 25) which is currently producing.
- Method according to one of claims 12 to 14, characterized in that the actions to decrease the production of hydrocarbons are assigned a predetermined operating priority rank and the action initiated in order to decrease the production of hydrocarbons is the highest-priority action given the operating status of each of the wells (1, 5, 6, 25).
- Method according to claim 1, characterized in that it consists in comparing the value of a measured physical quantity with a predetermined high threshold and, if the value of the said physical quantity is below the said threshold, in modifying at least one parameter of the individual procedure for controlling at least one well (1, 5, 6, 25) in order to initiate at least one action to increase the production of hydrocarbons so as to bring the value of the measured physical quantity back up to a value above that of the predetermined high threshold.
- Method according to claim 16, characterized in that the action to increase the production of hydrocarbons consists in increasing the production of hydrocarbons from a well (1, 5, 6, 25) which is currently producing.
- Method according to claim 16, characterized in that the action to increase the production of hydrocarbons consists in starting up a well (1, 5, 6, 25) that has been shut down.
- Method according to one of claims 16 to 18, characterized in that the actions to increase the production of hydrocarbons are assigned a predetermined operating priority rank and the action initiated in order to increase the production of hydrocarbons is the highest-priority action given the operating status of each of the wells (1, 5, 6, 25).
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