FR2954398A1 - Procede d'extraction d'hydrocarbures - Google Patents

Abstract

L'invention se rapporte à un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un réservoir comprenant - la fourniture d'une installation comprenant au moins un puits appelé puits inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon, le puits comprenant en outre au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une pluralité de capteurs de température le long de la partie horizontale, au moins un capteur de pression dans le puits, une vanne d'injection de gaz située en surface sur le tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction à ouverture progressive, située en surface sur le tubage d'extraction, un automate relié aux différents capteurs, à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz. - l'injection de gaz par le tubage d'injection de gaz dans le tubage d'extraction, - l'extraction d'hydrocarbures par le tubage d'extraction, - le contrôle de la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale. L'invention permet de stabiliser le fonctionnement de ces puits de manière efficace.

Description

1 PROCEDE D'EXTRACTION D'HYDROCARBURES

La présente invention concerne un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un réservoir et une installation d'extraction d'hydrocarbures.

Le réservoir en question est susceptible de comporter des huiles visqueuses. De façon conventionnelle, en reprenant les définitions de l'US Geological Survey (Institut Géologique Américain), on appelle huile lourde (en anglais heavy ail) une huile dont la densité est inférieure à 22°API et la viscosité supérieure à 100cP, on appelle huile extra-lourde (en anglais extra heavy ail) une huile dont la densité est inférieure à 10° API et la viscosité supérieure à l00cP, et on appelle bitume (en anglais tar) une huile dont la densité est comprise entre 7°API et 12°API et dont la viscosité est supérieure à 10 000cP. La viscosité d'une huile varie en fonction de la pression et de la température auxquelles elle est soumise. Ainsi, plus la température augmente et plus la viscosité de l'huile diminue. On appelle viscosité in situ la viscosité d'une huile aux conditions de pression et de température rencontrées dans le réservoir. Seules les huiles dont la viscosité in situ est suffisamment basse pourront être produites par pompage «à froid ». Ces huiles sont qualifiées d'huiles mobiles. Au-delà d'une certaine viscosité, et notamment pour les valeurs de viscosité rencontrées pour les huiles lourdes, les huiles extra-lourdes et les bitumes, d'autres procédés doivent être mis en oeuvre, comme les procédés thermiques qui consistent à injecter de la vapeur d'eau dans le réservoir. La chaleur latente de la vapeur d'eau est cédée au réservoir par condensation de la vapeur. L'augmentation de température du réservoir diminue la viscosité de l'huile, et par conséquence facilite sa mobilité dans le réservoir. Le SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) est un procédé de récupération thermique des huiles peu ou pas mobiles reposant sur le mécanisme de drainage gravitaire. Applicable pour des huiles lourdes, des huiles extra-lourdes et pour des bitumes, le procédé SAGD utilise un ensemble de paires de puits horizontaux répartis relativement régulièrement dans le réservoir. Par paire de puits, on entend un puits injecteur de vapeur foré approximativement 5m au dessus d'un puits producteur. Chaque puits mesure plusieurs centaines de mètre de long, et chaque paire est espacée typiquement de 100 à 150m de la paire suivante. La vapeur est injectée de façon continue dans le puits supérieur (ou puits injecteur), développant une chambre de vapeur autour du puits injecteur. L'huile et la vapeur condensées s'écoulent par gravité le long des murs de la chambre de vapeur, jusqu'au puits inférieur d'où ils sont extraits par pompage. Pour l'extraction des bitumes, une phase initiale de préchauffage du réservoir par circulation de vapeur dans les deux puits est nécessaire R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 1/18 pour assurer la communication entre les deux puits. Le SAGD est notamment décrit dans la demande de brevet CAl 130201. L'injection de vapeur permet de réduire la viscosité des hydrocarbures, afin d'en augmenter la mobilité pour en favoriser l'extraction. Cependant, la pression dans le réservoir n'étant pas suffisante pour permettre la production des hydrocarbures, les puits peuvent être activés par des moyens de pompage, comme par exemple des pompes volumétriques de type PCP. Une alternative classique au pompage consiste à injecter dans le puits producteur un gaz qui provoque l'allègement de la colonne d'huile. Un tel procédé est appelé en anglais «gas lift ».

Ce procédé est décrit par exemple dans la demande de brevet FR-A-2 672 936. L'application spécifique du « gas lift » aux puits SAGD est décrite dans la publication SPE SPE/PS/CHOA 117489. Il est par ailleurs connu de piloter automatiquement les puits SAGD activés par pompage plutôt que par « gas lift ». La demande FR 0901969 du 23 avril 2009 décrit le pilotage de puits SAGD activés par pompage, la vitesse de la pompe étant contrôlée en fonction de la différence entre la température mesurée à l'entrée de la pompe d'une part, et la température de vaporisation calculée en fonction de la pression mesurée à l'entrée de la pompe d'autre part. Le pilotage des puits activés par gas lift pose des problèmes particuliers, notamment l'effet de « Steam Flashing ». On appelle « Steam Flashing » la vaporisation de l'eau par ébullition sous l'effet d'une baisse de la pression. Ainsi, dans le puits producteur, la pression diminuant fortement en s'approchant de la surface, les risques de steam flashing sont élevés, notamment lorsque le fluide garde une température élevée. Cependant, le Steam Flashing dans la partie supérieure du puits producteur peut être bénéfique car il participe à l'allègement du fluide dans le puits. Toutefois, le steam flashing étant un phénomène qui s'entretient de lui-même, des instabilités peuvent être créées qui se traduisent par une production «par bouchons ». La vaporisation de l'eau augmente la phase gazeuse et donc réduit le contenu liquide dans le tubage. Dans ce cas, ou pour d'autres causes d'instabilité, la baisse de pression dans la partie horizontale du puits peut induire une pénétration de la vapeur de la chambre de vapeur directement du puits supérieur vers le puits inférieur. Ce phénomène appelé « channeling » doit être évité : en effet, si la vapeur passe directement du puits supérieur au puits inférieur, la chambre de vapeur ne se développera pas de façon homogène, ce qui risque d'entraîner une diminution de la récupération d'huile puisque certaines zones du réservoir ne seront plus drainées. Le channeling est un problème récurrent pour les réservoirs exploités en SAGD. R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 2/18 Le risque de steam flashing est un problème typique des puits activés par gas lift. Pour les puits activés par pompage, par contre, une pression est conférée par la pompe aux hydrocarbures dans la colonne d'extraction. La pression augmente donc sensiblement tout au long de la colonne d'extraction, ce qui limite les risques de steam flashing. Le risque de Steam Flashing n'est pas spécifique aux puits activés par gas lift : on peut rencontrer ce problème également dans les puits très profonds. Le risque de Steam Flashing est cependant amplifié dans les puits activés par gas lift. La simple vaporisation de l'eau pour saturer la phase gazeuse provoquée par la baisse de la pression, sans atteindre la pression de saturation, augmente également la phase vapeur, mais moins violemment. Donc même si le Steam Flashing et la simple vaporisation peuvent être favorables dans la partie verticale de la colonne d'extraction (car, comme le gaz injecté pour le gas lift, l'eau vaporisée participe à l'allégement de la colonne), il est souhaitable de les contrôler pour les réservoirs exploités par drainage gravitaire, pour éviter les instabilités. Dans le cas particulier où il y a deux colonnes d'extraction, une au talon et une à l'orteil de la partie horizontale du puits, le contrôle est encore plus complexe. D'autres mécanismes augmentent les instabilités sur les puits en gas lift en SAGD : variation de la température dans l'aire de drainage ou du débit de fluides 20 entrant en bas du puits. Il y a donc un besoin pour un procédé d'extraction d'hydrocarbures, en particulier d'huiles lourdes, permettant de stabiliser le fonctionnement de ces puits de manière efficace. Pour cela, l'invention propose un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un 25 réservoir comprenant - la fourniture d'une installation comprenant au moins un puits appelé puits inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon, le puits comprenant en outre 30 au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une pluralité de capteurs de température le long de la partie horizontale, au moins un capteur de pression dans le puits, une vanne d'injection de gaz située en surface sur le tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction à ouverture progressive, 35 située en surface sur le tubage d'extraction, un automate relié aux différents capteurs, à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz, - l'injection de gaz par le tubage d'injection de gaz dans le tubage d'extraction, - l'extraction d'hydrocarbures par le tubage d'extraction, R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 3/18 - le contrôle de la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale.

Selon une variante, le puits comprend en outre - un deuxième tubage d'extraction et un deuxième tubage d'injection de gaz débouchant dans le deuxième tubage d'extraction, le premier tubage d'extraction débouchant au talon et le deuxième tubage d'extraction débouchant à l'extrémité de la partie horizontale appelée orteil qui n'est pas reliée à la partie verticale du puits, - une deuxième vanne d'injection de gaz située en surface sur le deuxième tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz dans le deuxième tubage d'injection de gaz, - une deuxième duse d'extraction à ouverture progressive, située en surface sur le deuxième tubage d'extraction, le procédé comprenant en outre - l'injection de gaz par le deuxième tubage d'injection de gaz dans le deuxième tubage d'extraction ; - l'extraction d'hydrocarbures par le deuxième tubage d'extraction ; - le contrôle de l'ouverture de la deuxième duse d'extraction et de la deuxième vanne d'injection de gaz en fonction de ladite différence entre la température mesurée en une position le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale. Selon une variante, la pression retenue est choisie dans le groupe comprenant - la pression mesurée au niveau du talon, - si l'installation comprend un capteur de pression au talon et à l'orteil, la pression mesurée au niveau du talon et de l'orteil, la pression la plus basse étant retenue pour déterminer la température de vaporisation, - si l'installation comprend des capteurs le long de la partie horizontale, la 30 pression mesurée le long de la partie horizontale, la pression la plus basse étant retenue pour déterminer la température de vaporisation. Selon une variante, la température est la température au niveau du talon ou la température la plus élevée le long de la partie horizontale du puits inférieur. Selon une variante, le procédé comprend en outre 35 - la comparaison de la différence des températures avec une valeur de consigne, et, si la différence des températures est supérieure à la valeur de consigne, - l'ouverture de la première duse et, le cas échéant, de la deuxième duse, est augmentée, et R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 4/18 - l'ouverture de la première vanne et, le cas échéant, de la deuxième vanne est augmentée. Selon une variante, l'ouverture de l'une ou l'autre des duses et l'ouverture de l'une ou l'autre des vannes sont privilégiées selon la position le long de la partie horizontale du puits inférieure à laquelle la température la plus élevée est mesurée. Selon une variante, la pression correspondant à la valeur de consigne de la différence des températures est convertie en une consigne de pression de fond appliquée au talon du puits inférieur. Selon une variante, le procédé comprend en outre une étape de calcul de la vitesse de variation de la différence des températures pour l'ensemble des capteurs de température de l'installation, et, si la vitesse de variation en un point de la partie horizontale du puits inférieur dépasse un seuil prédéterminé pendant une durée supérieure à un seuil prédéterminé, l'ouverture des premières duse et vanne et, le cas échéant, l'ouverture des deuxièmes duse et vanne, sont diminuées.

Selon une variante, le procédé comprend en outre - la comparaison de la différence des températures avec une valeur critique, et si l'écart entre la différence des températures et la valeur critique est inférieur à un seuil prédéterminé, - l'ouverture de la première vanne et, le cas échéant, de la deuxième vanne, est 20 diminuée, et - l'ouverture de la première duse et, le cas échéant, de la deuxième duse, est diminuée. Selon une variante, l'ouverture d'une des vannes est privilégiée par rapport à l'autre des vannes, et l'ouverture de l'une des duses est privilégiée par rapport à 25 l'autres des duses. Selon une variante, l'installation comprend en outre - un puits supérieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir parallèlement à la partie horizontale du puits inférieur et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale 30 et verticale du puits supérieur étant reliées par un talon, le puits supérieur comprenant en outre un ou deux tubages d'injection de vapeur dans le réservoir, le procédé comprenant en outre - la réduction d'injection de vapeur dans le tubage du puits supérieur correspondant au tubage dans le puits inférieur pour lequel est privilégié la 35 diminution de l'ouverture de la vanne et de la duse. L'invention se rapporte aussi à une installation pour la mise en oeuvre du procédé tel que décrit précédemment, comprenant au moins un puits appelé puits inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 5/18 et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon, le puits comprenant en outre au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une pluralité de capteurs de température le long de la partie horizontale, au moins un capteur de pression dans le puits, une vanne d'injection de gaz située en surface sur le tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction à ouverture progressive, située en surface sur le tubage d'extraction, un automate relié aux différents capteurs, à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz, l'automate contrôlant la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale. Selon une variante, l'installation comprend en outre un puits supérieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir parallèlement à la partie horizontale du puits inférieur et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale du puits supérieur étant reliées par un talon, le puits supérieur comprenant en outre un ou deux tubages d'injection de vapeur dans le réservoir.

D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description détaillée qui suit des modes de réalisation de l'invention, donnés à titre d'exemple uniquement et en références aux dessins qui montrent : - figure 1, une vue schématique d'une installation selon l'invention ; - figure 2, une vue schématique d'un puits inférieur selon un autre exemple 25 que celui de la figure 1 ; - figure 3, un graphique relatif à la saturation de l'eau. L'invention se rapporte à un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un réservoir à l'aide d'une installation comprenant un puits inférieur (ou puits producteur). Le puits inférieur comprend une partie sensiblement horizontale 30 s'étendant dans le réservoir et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon. Le puits inférieur comprend en outre au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection de gaz débouchant dans le tubage d'extraction. Une vanne d'injection de gaz est située en surface sur le tubage 35 d'injection et contrôle le débit d'injection de gaz. Une duse d'extraction à ouverture progressive est située en surface sur le tubage d'extraction. Le procédé comprend le contrôle de l'ouverture de la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 6/18 horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale. Ceci permet de maintenir un soutirage maximum d'hydrocarbures, c'est-à-dire maintenir la duse d'extraction située sur le tubage d'extraction ouverte au maximum et avoir un débit de gaz optimum, tout en évitant les problèmes de Steam Flashing et de Channeling. Cela permet de stabiliser le fonctionnement de ces puits de manière efficace. Pour cela, et comme cela sera décrit par la suite, la valeur de différence de température peut être maintenue la plus basse possible. Cependant, une diminution de la valeur de différence de température induit des risques de Steam Flashing et de Channeling. Il est donc souhaitable de piloter l'ouverture de la duse de production et de la vanne d'injection de gaz en fonction des valeurs de différence de température calculées. La figure 1 montre un réservoir 10 avec deux puits 12, 112. Le premier puits 12 est un puits injecteur de vapeur et le deuxième puits 112 est un puits producteur d'hydrocarbures. Le puits producteur 112 est situé plus bas dans le réservoir que le puits injecteur 12. Les puits 12 et 112 sont par exemple distants d'environ 5 à 8 mètres. Le réservoir 10 souterrain contient des hydrocarbures peu ou pas mobiles, comme par exemple des huiles lourdes, des huiles extra-lourdes ou des bitumes. Chaque puits comporte deux extrémités, une extrémité supérieure située en surface et une extrémité inférieure située dans le réservoir. Le puits comporte en outre deux parties distinctes, à savoir une partie 14, 114 verticale ou légèrement inclinée par rapport à la verticale, reliée à l'extrémité supérieure du puits et une partie 16, 116 sensiblement horizontale et reliée à l'extrémité inférieure du puits. Une jonction ou talon 48, 148 (pour « heel » en anglais) permet le raccordement des parties sensiblement verticales 14, 114 aux parties sensiblement horizontales 16, 116. La partie du puits 14, 114 sensiblement verticale est revêtue d'un cuvelage continu. La partie 16, 116 sensiblement horizontale est revêtue d'un cuvelage discontinu, c'est à dire comportant des perforations autorisant, pour le puits injecteur 12, le passage de vapeur depuis le puits injecteur vers le réservoir et pour le puits producteur le passage d'hydrocarbures du réservoir vers l'intérieur du puits producteur 112. On peut aussi envisager un puits présentant une architecture différente, avec une unique partie 16, 116 sensiblement horizontale lorsque le terrain est en pente.

Le puits 12 peut comporter un seul tubage d'injection de vapeur. Le puits 12 peut également comporter deux tubages : un premier tubage d'injection 18 et un deuxième tubage d'injection 20. La géométrie des tubages peut varier. Selon l'exemple de la figure 1, les deux tubages sont parallèles entre eux. Le premier R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 7/18 tubage 18 s'étend depuis l'extrémité supérieure du puits injecteur 12 jusqu'à l'extrémité inférieure du puits injecteur 12, également appelée orteil 50 (ou « toe » en anglais). Le deuxième tubage 20 s'étend depuis l'extrémité supérieure du puits injecteur 12 jusqu'aux environs du talon raccordant les parties 14 et 16. Le premier tubage 18 est donc plus long que le deuxième tubage 20. De la vapeur peut être injectée dans les deux tubages d'injection 18, 20. Du fait de la différence de longueur des tubages 18 et 20, la vapeur est injectée à la fois au talon 48 et à l'orteil 50 du puits injecteur 12 vers le réservoir, ce qui assure une bonne répartition de la vapeur dans la zone du réservoir située à proximité de la partie horizontale du puits injecteur 12. Une autre architecture de puits supérieur 12 est envisageable selon laquelle les tubages d'injection 18, 20 sont concentriques. Par exemple, le tubage 18, dont l'extrémité se trouve au niveau de l'extrémité inférieure du puits d'injection 12 est situé dans le tubage 20. Le tubage 18 s'étend donc au-delà du tubage 20.

Dans une autre architecture de puits, le puits d'injection 12 ne comprend qu'un seul tubage 18, dont l'extrémité inférieure se situe aux deux tiers de la distance séparant le talon de l'extrémité inférieure du puits 12. Des perforations sont prévues dans le tubage 18 entre le talon et l'extrémité inférieure du tubage 18, de façon à permettre l'injection de vapeur dans le réservoir et le développement de la chambre de vapeur. Les tubages 18, 20 du puits injecteur 12 sont équipés de duses 22, 24 qui permettent le contrôle du débit d'injection de vapeur. Ainsi, la duse 22 permet le contrôle du débit d'injection dans le tubage 18, et la duse 24 permet le contrôle du débit d'injection dans le tubage 20. Les duses 22 et 24 sont à ouverture réglable, ce qui permet de régler précisément le débit dans les tubages 18, 20. L'ouverture réglable des duses permet une commande continue des duses. Ainsi, plutôt que d'ouvrir les duses palier par palier, de manière séquentielle, les duses sont contrôlées en permanence en ouverture ou fermeture selon la réaction du puits. La figure 1 montre un exemple de puits producteur 112. Le puits producteur 112 comporte au moins un premier tubage 120, de préférence également un deuxième tubage 122, au moyen desquels les hydrocarbures extraits du réservoir sont remontés vers la surface. L'extrémité supérieure des tubages d'extraction 120, 122 est située en surface. L'extrémité inférieure du tubage d'extraction 120 est située au niveau du talon 148 ou plus avant dans le puits inférieur, comme par exemple à mi- chemin entre le talon 148 et l'extrémité inférieure 150 du puits producteur. L'extrémité inférieure du tubage d'extraction 122 est située au niveau de l'orteil 150 du puits producteur. Des perforations peuvent être prévues le long des tubages d'extraction 120, 122 avec un système de diversion, pour contrôler la répartition du R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 8/18 soutirage le long du drain. L'extrémité inférieure des tubages d'extraction 120, 122 est immergée dans les hydrocarbures provenant du réservoir et ayant pénétré dans le puits producteur 112 tout au long de la partie sensiblement horizontale 116. Une première duse 124 et une deuxième duse 125 sont situées respectivement sur le tubage 120 et sur le tubage 122, à l'extrémité supérieure du puits pour contrôler le débit d'hydrocarbures, notamment pour éviter l'apparition de bouchons au niveau des installations de surface. Le puits producteur 112 comporte en outre des premiers et deuxièmes tubages d'injection de gaz 130, 132 respectivement dans les tubages 120 et 122. Les tubages 130, 132 d'injection débouchent dans les tubages d'extraction 120, 122 au niveau du talon 148. Selon la figure 1, les tubages d'injection 130, 132 sont à l'intérieur des tubages d'extraction 120, 122. Les tubages d'extraction 120, 122 forment un espace annulaire autour des tubages d'injection 130, 132. Lorsque la pression dans les tubages d'injection de gaz 130, 132 dépasse celle des hydrocarbures dans les tubages d'extraction 120, 122, le gaz pénètre selon les flèches 152, 154 dans les tubages d'extraction 120, 122 et déplace les hydrocarbures vers la tête du puits producteur 112. Une vanne 126 et une vanne 127 sont situées respectivement sur le tubage d'injection 130 et sur le tubage d'injection 132, à l'extrémité supérieure du puits 20 pour contrôler le débit d'injection de gaz. L'installation comprend en outre au moins un capteur de température 190 au niveau du talon 148. De préférence, une information sur la température est fournie le long du puits producteur 112, dans sa partie horizontale 116. L'information de température peut être fournie par une pluralité de capteurs ou par une fibre optique 25 190 DTS (« Distributed Temperature Sensing » en anglais). Au moins un capteur de pression 200 est situé au niveau du talon 148. Le capteur 200 est préférentiellement sous la forme d'un bulle à bulle, destiné à mesurer la pression au niveau du talon 148. Il est aussi envisageable de prévoir un autre capteur 202 de pression au niveau de l'orteil 150. L'avantage des deux capteurs 200, 30 202 est de pouvoir mieux moduler l'extraction par les deux tubages 120, 122. Chaque tubage d'extraction 120, 122 peut être pourvu d'un capteur de pression 204, 206 en surface. L'installation est pourvue d'un automate 11 permettant de commander et de contrôler le fonctionnement de l'installation. Notamment, l'automate 11 est relié aux 35 différents éléments de l'installation. Par exemple, l'automate 11 peut envoyer des signaux vers les duses et vannes et recevoir des signaux des capteurs. Pour plus de clarté, la liaison entre l'automate et les différents éléments de la figure 1 est R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 9/18 schématisée par une flèche 13. L'automate 11 est susceptible d'agir sur l'ouverture et la fermeture des duses et vannes. La figure 2 montre un autre exemple de puits producteur 112, alternatif au puits producteur de la figure 1. Selon la figure 2, les tubages d'extraction 120, 122 sont concentriques. Le tubage 122, dont l'extrémité se trouve au niveau de l'extrémité 150 du puits d'injection 112 est situé dans le tubage 120. Le tubage 122 s'étend donc au-delà du tubage 120. Le tubage d'injection 130 forme un espace annulaire autour du tubage d'extraction 120. Le gaz est injecté depuis le tubage d'injection 130 vers le tubage d'extraction 120 selon les flèches 156. Le tubage d'injection 132 est maintenu à l'intérieur du tubage d'extraction 122 et le gaz est injecté selon la flèche 154. Un système de capteur 190 de température, sous forme de chaîne de capteurs ou de fibre optique, peut être positionné le long du tubage d'extraction 122. Le procédé d'extraction d'hydrocarbures va maintenant être présenté. Le procédé d'extraction a lieu une fois qu'une chambre 26 de vapeur s'est développée dans le réservoir, comme expliqué par exemple dans la demande FR 08 07 374 du 22 décembre 2008 déposée par le demandeur de la présente demande. Un fois que la viscosité des hydrocarbures a suffisamment diminué pour que l'huile devienne mobile et s'écoule dans le puits inférieur 112, l'injection de vapeur est arrêtée dans le puits 112. Le puits 112 devient un puits producteur, permettant l'extraction des hydrocarbures du réservoir vers la surface par l'intermédiaire du tubage 120 et du tubage 122 le cas échéant. Le procédé peut être mis en oeuvre par l'automate. Il s'applique avec une configuration minimale du puits inférieur 112 ayant un tubage d'injection 130 et un tubage d'extraction 120. Le procédé comprend l'injection de gaz par le ou les tubages d'injection 130, 132 dans le ou les tubages d'extraction 120, 122. Ceci permet d'alléger les hydrocarbures et de les entraîner vers la surface en vue de leur extraction. La ou les duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont contrôlées en fonction de la différence entre d'une part une température mesurée le long de la partie horizontale 116 du puits 112 et d'autre part une température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale 116. Cette différence de température est appelée par la suite subcool. Si l'installation ne comporte qu'un capteur de pression, par exemple le capteur 200 situé au niveau du talon, la pression peut être mesurée au talon. La température de vaporisation est calculée en fonction de cette pression au talon. La température retenue peut être la température mesurée au talon ou, de préférence, la température la plus élevée mesurée le long de la partie horizontale du puits 112. Ainsi, la ou les duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont contrôlées en fonction de la différence entre la température la plus élevée le long de la partie R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 10/18 horizontale 116 du puits 112 et la température de vaporisation calculée en fonction de la pression au niveau du talon. Ceci permet de calculer le subcool minimum, ce qui permet de protéger le mieux l'installation contre les effets de steam flashing et de channeling. Le procédé permet en outre de déterminer la distance séparant le talon de la position à laquelle la température la plus élevée a été mesurée. Si l'installation comporte deux capteurs de pression, l'un étant situé par exemple au talon et l'autre étant situé par exemple à l'orteil, la pression peut être non seulement mesurée au talon mais aussi à l'orteil. On retiendra alors la pression la plus basse entre les deux pressions. La ou les duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont alors contrôlées en fonction de la différence entre la température la plus élevée le long de la partie horizontale 116 du puits 112 et la température de vaporisation calculée en fonction de la pression la plus basse entre la pression au talon et la pression à l'orteil. Ceci permet de calculer une valeur de subcool encore plus faible et d'augmenter la sécurité de l'installation. En effet, la température de vaporisation variant de la même manière que la pression, la prise en compte de la pression la plus basse entre la pression au talon et la pression à l'orteil permet de déterminer la température de vaporisation la plus basse dans la partie horizontale du puits. La différence entre cette température de vaporisation la plus basse et la température la plus élevée le long de la partie horizontale permet donc de calculer une valeur de subcool encore plus faible. Il est aussi envisageable que l'installation permette de déterminer la pression tout au long de la partie horizontale du puits 112. On retiendra alors la pression la plus basse le long de la partie horizontale du puits 112. La ou les duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont alors contrôlées en fonction de la différence entre la température la plus élevée le long de la partie horizontale 116 du puits 112 et la température de vaporisation calculée en fonction de la pression la plus basse le long de la partie horizontale du puits 112. Comme expliqué précédemment, ceci permet de calculer une valeur de subcool encore plus faible et d'augmenter encore la sécurité de l'installation. Le procédé comprend également la comparaison de la valeur de subcool calculée à une valeur de subcool de consigne. Si la valeur de subcool calculée est supérieure à la valeur de consigne, le soutirage est augmenté sur le premier tubage d'extraction 120 et, le cas échéant, sur le deuxième tubage d'extraction 122. Le soutirage sur l'un ou l'autre des tubages 120, 122 peut être privilégié selon la position à laquelle la température la plus élevée est mesurée. Pour cela, les duses et les vannes sont contrôlées pour augmenter le débit d'extraction d'hydrocarbures et le débit d'injection de gaz. A température constante, augmenter le soutirage a tendance R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 11/18 à réduire la pression, ce qui diminue la température de vaporisation, et donc diminue le subcool. Ainsi, si la position à laquelle la température est la plus élevée est plus proche du talon, on privilégie le soutirage au talon, et inversement. Ceci est représenté sur la figure 3. La courbe 160 est la courbe de saturation de l'eau. Le point A est le point de fonctionnement courant. La température du point A est celle correspondant à la température au talon, ou, de préférence, à la température la plus élevée le long de la partie horizontale du puits 112. Le point B correspond à la température de vaporisation pour la pression relevée (au talon, à l'orteil ou entre ces deux positions). La différence entre la température au point A et la température au point B correspond au subcool calculé 162 décrit précédemment. Le segment 164 entre les points C et D correspond au subcool de consigne. Le soutirage dans les tubages d'extraction est ajusté pour parvenir à cette valeur de subcool de consigne. De préférence, l'automate convertit le subcool de consigne en une consigne de pression de fond, appliquée au niveau du talon du puits 112. Sur la figure 3, le subcool de consigne peut être atteint en diminuant la pression (à laquelle le subcool a été déterminé) jusqu'à une valeur de consigne de pression de fond. L'écart entre la pression de consigne en fond de puits et la pression mesurée est convertie en consigne de pression de tête et de débit injecté pour chaque tubage et de débit injecté. La position du point de température maximum peut être prise en compte.

Pour mieux anticiper le développement de l'effet de channeling, le procédé comprend une étape de calcul de la vitesse de variation en fonction du temps du subcool, pour l'ensemble des capteurs de température disponibles ou une série de points en cas de mesure continue à l'aide d'une fibre optique DTS. L'automate 11 détermine la vitesse maximum et la position du capteur qui observe cette variation.

Si la vitesse maximum observée est supérieure à un seuil prédéterminé et pendant une durée supérieure à un seuil prédéterminé, l'automate déclanche une procédure d'alerte. Un mode privilégié est la diminution du soutirage sur les deux tubages 120, 122. Pour cela, les duses et les vannes sont contrôlées pour réduire le débit d'extraction d'hydrocarbures et le débit d'injection de gaz (diminution de l'ouverture des duses et vannes). La diminution du soutirage permet d'augmenter la pression dans le puits 112 et donc d'augmenter le subcool. En permanence, le subcool est maintenu à une valeur supérieure à une valeur critique, inférieure à la valeur de subcool de consigne. Ceci permet de maintenir une valeur minimale de subcool : une diminution de la valeur du subcool entraîne un risque important de développement des effets de steam flashing et de channeling. Un subcool faible indique que, à la pression mesurée, la température se rapproche de la température de vaporisation. Si l'écart entre le subcool et la valeur critique est R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 12/18 inférieur à un seuil prédéterminé, le soutirage est diminué comme indiqué précédemment, ce qui tend à augmenter le subcool à nouveau. Si les actions pour garantir une valeur de subcool minimum ne sont pas suffisantes, il est aussi envisageable de réduire l'injection de vapeur dans le puits supérieur 12. On privilégiera la réduction de la vapeur dans le tubage 18 ou 20 d'injection selon le tubage du puits inférieur 112 pour lequel on a réalisé en priorité la diminution du soutirage. En effet, diminuer l'injection de vapeur par le puits supérieur 12 permet de diminuer la température dans le puits inférieur 112. Ceci permet donc d'augmenter le subcool.

L'automate veille en outre à ce que certains paramètres de fonctionnement de l'installation respectent des valeurs limites. Les paramètres sont au moins l'un parmi les paramètres suivants: - un débit minimum et maximum d'injection de gaz dans le puits inférieur 112 ; - une valeur minimum de pression en tête de puits, au niveau des tubages d'extraction ; - un débit minimum et maximum d'injection de vapeur dans les tubages d'injection de vapeur du puits supérieur, le cas échéant. R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 13/18

Claims (9)

1. REVENDICATIONS1. Un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un réservoir comprenant - la fourniture d'une installation comprenant au moins un puits (112) appelé puits inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale (116) s'étendant dans le réservoir et une partie sensiblement verticale (114) reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon (148), le puits comprenant en outre au moins un tubage d'extraction (120) d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection (130) de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une pluralité de capteurs (190) de température le long de la partie horizontale, au moins un capteur de pression (200, 202) dans le puits, une vanne d'injection (126) de gaz située en surface sur le tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction (124) à ouverture progressive, située en surface sur le tubage d'extraction, un automate (11) relié aux différents capteurs, à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz, - l'injection de gaz par le tubage d'injection (130) de gaz dans le tubage d'extraction (120), - l'extraction d'hydrocarbures par le tubage d'extraction (120), - le contrôle de la duse d'extraction (124) et de la vanne d'injection (130) de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale.
2. 2. Le procédé selon la revendication 1, le puits comprenant en outre - un deuxième tubage d'extraction (122) et un deuxième tubage d'injection (132) de gaz débouchant dans le deuxième tubage d'extraction, le premier tubage d'extraction débouchant au talon et le deuxième tubage d'extraction débouchant à l'extrémité de la partie horizontale appelée orteil qui n'est pas reliée à la partie verticale du puits, - une deuxième vanne d'injection (127) de gaz située en surface sur le deuxième tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz dans le deuxième tubage d'injection de gaz, - une deuxième duse d'extraction (125) à ouverture progressive, située en surface sur le deuxième tubage d'extraction, R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 14/18le procédé comprenant en outre - l'injection de gaz par le deuxième tubage d'injection de gaz dans le deuxième tubage d'extraction ; - l'extraction d'hydrocarbures par le deuxième tubage d'extraction ; - le contrôle de l'ouverture de la deuxième duse d'extraction et de la deuxième vanne d'injection de gaz en fonction de ladite différence entre la température mesurée en une position le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale.
3. 3. Le procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, dans lequel la pression retenue 10 est choisie dans le groupe comprenant - la pression mesurée au niveau du talon (148), - si l'installation comprend un capteur de pression au talon (148) et à l'orteil (150), la pression mesurée au niveau du talon et de l'orteil, la pression la plus basse étant retenue pour déterminer la température de vaporisation, 15 - si l'installation comprend des capteurs le long de la partie horizontale (116), la pression mesurée le long de la partie horizontale, la pression la plus basse étant retenue pour déterminer la température de vaporisation.
4. 4. Le procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la température est la température au niveau du talon (148) ou la température la plus 20 élevée le long de la partie horizontale (116) du puits inférieur (112).
5. 5. Le procédé selon l'une des revendications précédentes, comprenant en outre - la comparaison de la différence des températures avec une valeur de consigne, et, si la différence des températures est supérieure à la valeur de consigne, - l'ouverture de la première duse (124) et, le cas échéant, de la deuxième duse (125), 25 est augmentée, et - l'ouverture de la première vanne (126) et, le cas échéant, de la deuxième vanne (127) est augmentée.
6. 6. Le procédé selon la revendication 5, dans lequel l'ouverture de l'une ou l'autre des duses (124, 125) et l'ouverture de l'une ou l'autre des vannes (126, 127) sont 30 privilégiées selon la position le long de la partie horizontale du puits inférieure à laquelle la température la plus élevée est mesurée. R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 15/18
7. 7. Le procédé selon l'une des revendications 5 ou 6, dans lequel la pression correspondant à la valeur de consigne de la différence des températures est convertie en une consigne de pression de fond appliquée au talon du puits inférieur (112).
8. 8. Le procédé selon l'une des revendications précédentes, comprenant en outre une étape de calcul de la vitesse de variation de la différence des températures pour l'ensemble des capteurs de température (190) de l'installation, et, si la vitesse de variation en un point de la partie horizontale (116) du puits inférieur (112) dépasse un seuil prédéterminé pendant une durée supérieure à un seuil prédéterminé, l'ouverture des premières duse (124) et vanne (126) et, le cas échéant, l'ouverture des deuxièmes duse (125) et vanne (127), sont diminuées.
9. 9. Le procédé selon l'une des revendications précédentes, comprenant en outre - la comparaison de la différence des températures avec une valeur critique, et si l'écart entre la différence des températures et la valeur critique est inférieur à un seuil prédéterminé, - l'ouverture de la première vanne (126) et, le cas échéant, de la deuxième vanne (127), est diminuée, et - l'ouverture de la première duse (124) et, le cas échéant, de la deuxième duse (125), est diminuée. 12. Le procédé selon la revendication précédente, dans lequel l'ouverture d'une des vannes est privilégiée par rapport à l'autre des vannes, et l'ouverture de l'une des duses est privilégiée par rapport à l'autres des duses. 13. Le procédé selon la revendication 10, l'installation comprenant en outre - un puits supérieur (12) comprenant une partie sensiblement horizontale (16) s'étendant dans le réservoir parallèlement à la partie horizontale du puits inférieur et une partie sensiblement verticale (14) reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale du puits supérieur étant reliées par un talon (48), le puits supérieur comprenant en outre un ou deux tubages (18, 20) d'injection de vapeur dans le réservoir, le procédé comprenant en outre - la réduction d'injection de vapeur dans le tubage du puits supérieur correspondant au tubage dans le puits inférieur pour lequel est privilégié la diminution de l'ouverture de la vanne et de la duse. R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 16/1812. Une installation pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une des revendications précédentes, comprenant au moins un puits (112) appelé puits inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale (116) s'étendant dans le réservoir et une partie sensiblement verticale (114) reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon (148), le puits comprenant en outre au moins un tubage d'extraction (120) d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection (130) de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une pluralité de capteurs (190) de température le long de la partie horizontale, au moins un capteur de pression (200, 202) dans le puits, une vanne d'injection (126) de gaz située en surface sur le tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction (124) à ouverture progressive, située en surface sur le tubage d'extraction, un automate (11) relié aux différents capteurs, à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz, l'automate contrôlant la duse d'extraction (124) et de la vanne d'injection (130) de gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale. 13. L'installation selon la revendication 12, comprenant en outre un puits supérieur (12) comprenant une partie sensiblement horizontale (16) s'étendant dans le réservoir parallèlement à la partie horizontale du puits inférieur et une partie sensiblement verticale (14) reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale du puits supérieur étant reliées par un talon (48), le puits supérieur comprenant en outre un ou deux tubages (18, 20) d'injection de vapeur dans le réservoir. R:130900A30929 SNP/30929--091217-demande FR.doc - 17/12/09 - 13:12 - 17/18