EP0945589B1 - Méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures - Google Patents

Méthode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures Download PDF

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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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EP
European Patent Office
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gas
well
production
action
wells
Prior art date
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EP99400689A
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English (en)
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EP0945589A1 (fr
Inventor
Pierre Lemetayer
Michel Casagrande
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Elf Exploration Production SAS
Original Assignee
Elf Exploration Production SAS
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Publication date
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    • 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
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    • 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.

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Description

DOMAINE TECHNIQUE
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.
Elle trouve son application dans l'exploitation des gisements d'hydrocarbures à terre ou en mer.
ETAT DE LA TECHNIQUE ANTERIEURE
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.
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.
La colonne de production définit avec le tubage formant la paroi du puits, un espace annulaire.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Ces inconvénients peuvent rendre cette procédure inopérante notamment pendant les phases de démarrage des puits.
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.
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.
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.
EXPOSE DE L'INVENTION
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.
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.
La méthode de l'invention est applicable aussi bien pour démarrer et arrêter les puits que pour les conduire après démarrage.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'action d'augmentation de la production d'hydrocarbures consiste à démarrer un puits à l'arrêt.
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.
EXPOSE DETAILLE DE L'INVENTION
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.
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 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.
Le dispositif comporte aussi non représenté sur la figure 1 des moyens de mise en sécurité de l'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 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.
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,
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.
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,
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.
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.
Si cette pression est inférieure à la valeur de ce seuil l'automate 64 n'agit pas.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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 :
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
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.
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.
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 :
Figure 00140001
Figure 00150001
L'installation ayant été démarrée selon une procédure de démarrage connue, l'état des puits est le suivant :
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
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.
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.
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.
L'état des puits est le suivant :
N° de puits Etats des puits
1 Régime de production
2 Arrêté-prêt à démarrer
3 Arrêté-prêt à démarrer
4 Indisponible
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".
Le puits n°4 ne peut donc pas être démarré et l'action de rang 3 ne peut pas être réalisée.
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.
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.
Cet ordre est interprété par la procédure de contrôle individuelle du puits 2 qui initie la séquence de démarrage de ce puits.
L'état de fonctionnement des puits est le suivant :
N° de puits Etats des puits
1 régime de production
2 régime de démarrage
3 Arrêté-prêt à démarrer
4 Indisponible
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.
Nous considérons maintenant que le puits 4 a été rendu disponible et qu'il se trouve dans l'état "arrêté-prêt à démarrer".
L'état de fonctionnement des puits est le suivant :
N° de puits Etats des puits
1 régime de production
2 régime de démarrage
3 Arrêté-prêt à démarrer
4 Arrêté-prêt à démarrer
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.
L'état de fonctionnement des puits est alors le suivant :
N° de puits Etats des puits
1 Régime de production
2 Régime de démarrage
3 Arrêté-prêt à démarrer
4 Régime de démarrage
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.
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.
L'état de fonctionnement des puits est alors le suivant :
N° de puits Etats des puits
1 Régime minimal de production
2 Régime de démarrage
3 Arrêté-prêt à démarrer
4 régime de démarrage
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.
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.
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.
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.
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.

Claims (19)

  1. 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).
  2. 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.
  3. 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.
  4. 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.
  5. 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.
  6. 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).
  7. 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.
  8. 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.
  9. 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.
  10. 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.
  11. 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).
  12. 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.
  13. 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.
  14. 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.
  15. 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).
  16. 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.
  17. 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.
  18. 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.
  19. 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).
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