EP0945589B1 - Méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures - Google Patents
Méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures Download PDFInfo
- Publication number
- 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
- Authority
- EP
- European Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- well
- production
- action
- wells
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Lifetime
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 129
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 76
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 76
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 84
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 84
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 82
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 32
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 9
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 16
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 10
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- 230000006854 communication Effects 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- LHCPRYRLDOSKHK-UHFFFAOYSA-N 7-deaza-8-aza-adenine Chemical compound NC1=NC=NC2=C1C=NN2 LHCPRYRLDOSKHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000287107 Passer Species 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 2
- 230000007175 bidirectional communication Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012261 overproduction Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
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.
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Transition And Organic Metals Composition Catalysts For Addition Polymerization (AREA)
Description
- le mode éruptif,
- le mode activé par injection de gaz,
- le mode activé par un dispositif de pompage immergé.
- 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.
- 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 par la 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 et un 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 supérieure par 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 par la 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 et un 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 supérieure par 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 alimenté par 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 et un 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 5 et 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 mesuré par un capteur 40 et la pression par 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'une part 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'autre part une canalisation 43 d'évacuation du gaz produit. L'huile en fond du ballon 39 séparateur est reprise par une pompe qui refoule dans une canalisation 45 d'évacuation de l'huile produite.
- 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 de ce 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 de ce 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 28 et 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 de ce 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 de ce 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 de ce 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 de ce 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 de ce 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.
- 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,
- 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,
Puits | Rang de priorité des actions d'augmentation de production | |||
Numéros | Type | Référence fig. 1 et 2 | Démarrage | Mise en régime de production |
1 | E | 1 | 1 | 2 |
2 | AGL | 5 | 4 | 6 |
3 | AGL | 6 | 5 | 7 |
4 | APP | 25 | 3 | 0 |
Puits | Rang de priorité des actions de diminution de production | |||
Numéros | Type | Référence fig. 1 et 2 | Mise en régime minimal de production | Arrêt |
1 | E | 1 | 3 | 5 |
2 | AGL | 5 | 2 | 4 |
3 | AGL | 6 | 1 | 3 |
4 | APP | 25 | 0 | 6 |
N° de puits | Etats des puits (mémorisés dans les automates de contrôle individuel de chaque puits) |
1 | Régime minimal de production |
2 | Arrêté-prêt à démarrer |
3 | Arrêté-prêt à démarrer |
4 | Indisponible |
N° de puits | Etats des puits |
1 | Régime de production |
2 | Arrêté-prêt à démarrer |
3 | Arrêté-prêt à démarrer |
4 | Indisponible |
N° de puits | Etats des puits |
1 | régime de production |
2 | régime de démarrage |
3 | Arrêté-prêt à démarrer |
4 | Indisponible |
N° de puits | Etats des puits |
1 | régime de production |
2 | régime de démarrage |
3 | Arrêté-prêt à démarrer |
4 | Arrêté-prêt à démarrer |
N° de puits | Etats des puits |
1 | Régime de production |
2 | Régime de démarrage |
3 | Arrêté-prêt à démarrer |
4 | Régime de démarrage |
N° de puits | Etats des puits |
1 | Régime minimal de production |
2 | Régime de démarrage |
3 | Arrêté-prêt à démarrer |
4 | régime de démarrage |
Claims (19)
- Méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures sous forme d'huile et de gaz, comprenant plusieurs puits (1, 5, 6, 25), un réseau (37) collecteur des hydrocarbures produits, une unité (38) aval de traitement des hydrocarbures produits, ledit réseau (37) et ladite unité (38) aval comportant des capteurs (40, 49, 53) de mesures de grandeurs physiques représentatives de leur fonctionnement, chaque puits (1, 5, 6, 25) 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 (1, 5, 6, 25), en fonction d'au moins une des grandeurs physiques mesurées et des données représentatives des états de fonctionnement de tous les puits (1, 5, 6, 25).
- Méthode selon la revendication 1 caractérisée en ce que, au moins un des puits étant activé par injection de gaz , l'installation comportant en plus un réseau (35) de gaz sous pression d'activation dudit puits (1, 5), muni d'un capteur (36) 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 (1, 5) 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.
- Méthode selon la revendication 2 caractérisée en ce que la grandeur physique mesurée est la pression du réseau (35) de gaz d'activation des puits (1, 5) activés par injection de gaz.
- Méthode selon la revendication 2 ou 3 caractérisée en ce que l'action d'augmentation de la consommation de gaz d'activation consiste à démarrer au moins un puits (1, 5) activé par injection de gaz à l'arrêt.
- Méthode selon la revendication 2 ou 3 caractérisée en ce que l'action d'augmentation de la consommation de gaz d'activation consiste à augmenter le débit de gaz injecté dans au moins un puits (1, 5) activé par injection de gaz, en cours de production.
- Méthode selon l'une des revendications 2 à 5 caractérisée en ce que les actions d'augmentation de la consommation de gaz d'activation des puits (1, 5) 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 (1, 5, 6, 25).
- Méthode selon la revendication 1 caractérisée en ce que, au moins un des puits étant activé par injection de gaz, l'installation comportant en plus un réseau (35) de gaz sous pression d'activation dudit puits (1, 5), muni d'un capteur (36) 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 (1, 5) 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.
- Méthode selon la revendication 7 caractérisée en ce que la grandeur physique mesurée est la pression du réseau (35) de gaz d'activation des puits (1, 5) activés par injection de gaz.
- Méthode selon la revendication 7 ou 8 caractérisée en ce que l'action de diminution de la consommation de gaz d'activation consiste à arrêter au moins un puits (1, 5) activé par injection de gaz en cours de production.
- Méthode selon la revendication 7 ou 8 caractérisée en ce que l'action de diminution de la consommation de gaz d'activation consiste à diminuer le débit de gaz injecté dans au moins un puits (1, 5) activé par injection de gaz, en cours de production.
- Méthode selon l'une des revendications 7 à 10 caractérisée en ce que les actions de diminution de la consommation de gaz d'activation des puits (1, 5) 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 (1, 5, 6, 25).
- Méthode selon la revendication 1 caractérisée en ce qu'elle 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 (1, 5, 6, 25), 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.
- Méthode selon la revendication 12 caractérisée en ce que l'action de diminution de la production d'hydrocarbures consiste à arrêter un puits (1, 5, 6, 25) en cours de production.
- Méthode selon la revendication 12 caractérisée en ce que l'action de diminution de la production d'hydrocarbures consiste à diminuer la production d'un puits (1, 5, 6, 25) en cours de production.
- Méthode selon l'une des revendications 12 à 14 caractérisée en ce que 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 (1, 5, 6, 25).
- Méthode selon la revendication 1 caractérisée en ce qu'elle 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 (1, 5, 6, 25), 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.
- Méthode selon la revendication 16 caractérisée en ce que l'action d'augmentation de la production d'hydrocarbures consiste à augmenter la production d'hydrocarbures d'un puits (1, 5, 6, 25) en cours de production.
- Méthode selon la revendication 16 caractérisée en ce que l'action d'augmentation de la production d'hydrocarbures consiste à démarrer un puits (1, 5, 6, 25) à l'arrêt.
- Méthode selon l'une des revendications 16 à 18 caractérisée en ce que 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 (1, 5, 6, 25).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9803613A FR2776702B1 (fr) | 1998-03-24 | 1998-03-24 | Methode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures |
FR9803613 | 1998-03-24 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EP0945589A1 EP0945589A1 (fr) | 1999-09-29 |
EP0945589B1 true EP0945589B1 (fr) | 2005-10-12 |
Family
ID=9524428
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EP99400689A Expired - Lifetime EP0945589B1 (fr) | 1998-03-24 | 1999-03-22 | Méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6158508A (fr) |
EP (1) | EP0945589B1 (fr) |
JP (1) | JP4172733B2 (fr) |
BR (1) | BR9902343A (fr) |
CA (1) | CA2264251C (fr) |
FR (1) | FR2776702B1 (fr) |
NO (1) | NO328099B1 (fr) |
OA (1) | OA11108A (fr) |
RU (1) | RU2209942C2 (fr) |
Families Citing this family (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2376704B (en) * | 1998-05-15 | 2003-03-05 | Baker Hughes Inc | Automatic hydrocarbon production management system |
FR2783558B1 (fr) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures de type eruptif |
NO313767B1 (no) | 2000-03-20 | 2002-11-25 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilförsel av drivfluid til flere undersjöiske brönner og undersjöisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flereundersjöiske brönner og tilförsel av drivfluid til de s |
US6937923B1 (en) | 2000-11-01 | 2005-08-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Controller system for downhole applications |
FR2822191B1 (fr) * | 2001-03-19 | 2003-09-19 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour neutraliser par injection controlee de gaz, la formation de bouchons de liquide au pied d'un riser se raccordant a une conduite d'acheminement de fluides polyphasiques |
MY129058A (en) * | 2001-10-01 | 2007-03-30 | Shell Int Research | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well |
US20050215472A1 (en) | 2001-10-23 | 2005-09-29 | Psma Development Company, Llc | PSMA formulations and uses thereof |
EP3184539A3 (fr) | 2001-10-23 | 2017-09-13 | PSMA Development Company L.L.C. | Anticorps contre le psma |
CA2424745C (fr) * | 2003-04-09 | 2006-06-27 | Optimum Production Technologies Inc. | Appareil et methode pour ameliorer la production des puits de gaz naturel |
US20040236706A1 (en) * | 2003-04-30 | 2004-11-25 | Fitch James Chester | Automated machinery lubrication service and maintenance planning system |
US7273098B2 (en) * | 2004-02-17 | 2007-09-25 | Scientific Microsystems, Inc. | Method for controlling oil and gas well production from multiple wells |
CN101310091B (zh) * | 2005-09-19 | 2011-05-18 | 英国石油勘探运作有限公司 | 控制节涌的装置 |
EA200970281A1 (ru) * | 2006-09-15 | 2009-08-28 | Абб Ас | Способ оптимизации добычи, используемый в системе добычи нефти и/или газа |
US8232438B2 (en) * | 2008-08-25 | 2012-07-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs |
AU2010258105B9 (en) * | 2009-06-12 | 2015-07-16 | Technological Resources Pty Limited | A mine scheduling system |
RU2487994C2 (ru) * | 2011-07-19 | 2013-07-20 | ООО "Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | Система управления добычей углеводородного сырья |
EP2744978A1 (fr) * | 2011-08-18 | 2014-06-25 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Système et procédé pour produire un courant de produit d'hydrocarbure à partir d'un courant de puits d'hydrocarbure, et colonne de séparation pour courant de puits d'hydrocarbure |
US10683742B2 (en) * | 2016-10-11 | 2020-06-16 | Encline Artificial Lift Technologies LLC | Liquid piston compressor system |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2845125A (en) * | 1955-11-02 | 1958-07-29 | Sinclair Oil & Gas Company | Control of oil well production |
US4305463A (en) * | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
US4102394A (en) * | 1977-06-10 | 1978-07-25 | Energy 76, Inc. | Control unit for oil wells |
US4685522A (en) * | 1983-12-05 | 1987-08-11 | Otis Engineering Corporation | Well production controller system |
FR2621071B1 (fr) * | 1987-09-29 | 1996-01-12 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme de production d'un effluent contenu dans une formation geologique sous-marine |
FR2672936B1 (fr) | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Procede de controle du debit de production d'un puits petrolier. |
NO325157B1 (no) * | 1995-02-09 | 2008-02-11 | Baker Hughes Inc | Anordning for nedihulls styring av bronnverktoy i en produksjonsbronn |
-
1998
- 1998-03-24 FR FR9803613A patent/FR2776702B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-03-22 EP EP99400689A patent/EP0945589B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-23 CA CA002264251A patent/CA2264251C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-23 US US09/275,271 patent/US6158508A/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-23 BR BR9902343-1A patent/BR9902343A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-03-23 RU RU99105842/03A patent/RU2209942C2/ru active
- 1999-03-23 NO NO19991399A patent/NO328099B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-03-24 JP JP07902199A patent/JP4172733B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-24 OA OA9900066A patent/OA11108A/fr unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO991399L (no) | 1999-09-27 |
EP0945589A1 (fr) | 1999-09-29 |
JP4172733B2 (ja) | 2008-10-29 |
NO328099B1 (no) | 2009-12-07 |
CA2264251C (fr) | 2006-05-30 |
CA2264251A1 (fr) | 1999-09-24 |
OA11108A (fr) | 2003-04-04 |
JPH11311084A (ja) | 1999-11-09 |
FR2776702A1 (fr) | 1999-10-01 |
BR9902343A (pt) | 2000-01-11 |
US6158508A (en) | 2000-12-12 |
FR2776702B1 (fr) | 2000-05-05 |
NO991399D0 (no) | 1999-03-23 |
RU2209942C2 (ru) | 2003-08-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0945589B1 (fr) | Méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures | |
CA2282875C (fr) | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures active par injection de gaz | |
CA2260333C (fr) | Methode de conduite d'un puits de production d'huile et de gaz active par un systeme de pompage | |
FR2920817A1 (fr) | Installation et procede de production d'hydrocarbures | |
EP0549439B1 (fr) | Procédé et dispositif permettant d'optimiser le transfert par pompage d'effluents polyphasiques | |
FR3047771A1 (fr) | Systeme et procede de demarrage des moteurs d'un aeronef bimoteur | |
RU2649157C2 (ru) | Система и способ контроля и управления давлением природного газа внутри множества источников | |
FR2730767A1 (fr) | Procede et dispositif de regulation d'un ensemble de pompage polyphasique | |
FR2737279A1 (fr) | Systeme et procede pour transporter un fluide susceptible de former des hydrates | |
CA2282872C (fr) | Methode de conduite d'un dispositif de transport d'hydrocarbures entre des moyens de production et une unite de traitement | |
EP0587464A1 (fr) | Dispositif de régulation et de distribution d'un fluide polyphasique | |
NO328225B1 (no) | Fremgangsmate ved styring av en "brusende" hydrokarbonproduksjonsbronn | |
US20130108478A1 (en) | Remote pumping station monitoring method | |
EP0390627A1 (fr) | Groupe motopompe à capteurs de pression et de débit | |
EP2884110B1 (fr) | Procédé de commande pour minimiser la consommation d'énergie électrique d'un équipement de pompage | |
FR2935445A1 (fr) | Procede de surveillance d'une installation d'alimentation en carburant d'un moteur a combustion interne | |
FR2851301A1 (fr) | Installation pour la fourniture de combustible gazeux a un ensemble de production energetique d'un navire de transport de gaz liquefie | |
EP0692751A1 (fr) | Procédé et dispositif de régulation sur une plage admissible avec anticipation sur contextes utilisant la logique floue | |
EP3601056B1 (fr) | Procédé de pilotage d'une baie multimoteurs, système de commande pour baie multimoteurs et baie multimoteurs | |
FR2476345A1 (fr) | Procede et dispositif pour reguler le debit d'un compresseur | |
FR2635146A1 (fr) | Procede pour ameliorer la rentabilite d'un systeme de surpression ou analogue | |
FR2742188A1 (fr) | Dispositif de protection d'un turboreacteur contre les survitesses | |
NO309829B1 (no) | FremgangsmÕte og anordning til injeksjon av fluid i en formasjon | |
JPH0914179A (ja) | ポンプの運転制御方法 | |
FR2672942A1 (fr) | Procede et appareil de pompage de gaz liquefies. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PUAI | Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012 |
|
17P | Request for examination filed |
Effective date: 19990406 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: A1 Designated state(s): FR GB NL |
|
AX | Request for extension of the european patent |
Free format text: AL;LT;LV;MK;RO;SI |
|
AKX | Designation fees paid |
Free format text: FR GB NL |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: DE Ref legal event code: 8566 |
|
17Q | First examination report despatched |
Effective date: 20040715 |
|
GRAP | Despatch of communication of intention to grant a patent |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1 |
|
GRAS | Grant fee paid |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3 |
|
GRAA | (expected) grant |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: B1 Designated state(s): FR GB NL |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: GB Ref legal event code: FG4D Free format text: NOT ENGLISH |
|
GBT | Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977) |
Effective date: 20051109 |
|
PLBE | No opposition filed within time limit |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261 |
|
STAA | Information on the status of an ep patent application or granted ep patent |
Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT |
|
26N | No opposition filed |
Effective date: 20060713 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: FR Ref legal event code: ST Effective date: 20061130 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: FR Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20060331 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: NL Payment date: 20180226 Year of fee payment: 20 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Payment date: 20180226 Year of fee payment: 20 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: NL Ref legal event code: MK Effective date: 20190321 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: GB Ref legal event code: PE20 Expiry date: 20190321 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION Effective date: 20190321 |