OA10434A - Procédé et installation de pompage d'un effluent pétrolier - Google Patents

Description

010434

ELF EXPLORATION PRODUCTION

DPI 6750/CT

Procédé et installation de pompage d'un effluent pétrolier

La présente invention se rapporte à un procédé de pompaged'un effluent liquide et, plus particulièrement à un procédéde pompage d'hydrocarbures provenant d'un puits pétrolier. 5 La présente invention se rapporte également à uneinstallation de pompage d'un effluent pétrolier provenantd'une source souterraine.

Dans certains puits pétroliers, l'écoulement naturel deshydrocarbures du fond à la surface s'avère insuffisant pour 10 permettre ou maintenir une production commerciale. Ceci estdû soit à la viscosité importante des hydrocarbures, soit àune trop faible pression naturelle au fond du puits, ouencore à une combinaison des deux. Les venues d'eau dans lepuits peuvent aussi limiter l'écoulement naturel des 15 hydrocarbones. Afin de permettre la mise en production dupuits à une échelle commerciale il convient d'utiliser unsystème d'assistance ou système d'activation du puits. Parexemple, on peut monter une pompe à l'extrémité inférieured'un tube de production situé dans le puits, ou on peut 20 prévoir une installation d'injection de gaz au fond dupuits. Ce dernier type d'installation plus communémentappelée "gas lift", sert à alléger la colonned'hydrocarbures située dans le puits afin de faciliter saremontée vers la surface. 25 Cependant, ces deux systèmes d'assistance nécessitent l'utilisation d'appareils ou d'installations dans le puits, endroit où les températures et pressions sont très élevées et où le milieu environnant peut être très corrosif. Ces 010434 conditions existant au fond du puits provoquent des pannes ou des dysfonctionnements de l'équipement d'activation qui, compte tenu de sa situation dans le puits, nécessitent des interventions longues et coûteuses. De plus, pendant ces 5 interventions la production du puits est arrêtée, ce quientraîne des pertes financières additionnelles.

Un autre système d'assistance consiste en le pompage deshydrocarbures effectué à partir de la surface. Ledocument EP-A-579497 décrit une méthode de pompage de 10 liquide, provenant d'une extrémité d'un puits, vers unesortie à l'extrémité opposée du puits, dans laquelle onrègle la pression de gaz dans une ou plusieurs chambres afinqu'elles s'emplissent de liquide. Ensuite, une pression degaz supérieure est appliquée à chaque chambre afin de 15 déplacer le liquide et de l'envoyer vers la sortie. Chaquechambre est munie de vannes d'entrée et de sortie commandéesà partir de détecteurs de niveau afin de contrôler le sensd'écoulement du liquide. Selon ce document, les chambrespeuvent soit être superposées les unes sur les autres à 20 l'intérieur du puits, soit être disposées côte à côte en unpoint avoisinant la sortie du puits.

Le positionnement des chambres de manière superposée dans lepuits présente des avantages en ce qu'il permet d'avoir uneinstallation moins encombrante et un rendement énergétique 25 optimisé. En revanche ce type d'installation présente desinconvénients puisque la superposition des chambres, chacuneétant munie de diverses vannes et de détecteurs de niveaux,nécessite de retirer du puits une ou plusieurs chambreslorsqu'il y a une panne ou une défaillance dans une des 30 chambres inférieures. De plus, l'utilisation de plusieurschambres, chacune équipée de vannes et de détecteurs deniveaux, rend difficiles les prévisions de maintenance del'installation.

Le document US-A-1,499,509 décrit un procédé de pompage d'un 35 effluent, provenant d'un puits pétrolier faiblement éruptif.

Selon ce procédé, l'effluent remplit un espace annulaire défini entré la paroi du puits et un tubage de production qui s'étend du fond du puits jusqu'à la surface. Une fois 010434 l'espace annulaire rempli d'effluent, du gaz sous pressionest envoyé de la surface dans l'extrémité supérieure de cetespace, ce qui provoque le déplacement de l'effluent et saremontée jusqu'à la surface par l'intérieur du tubage.Cependant, ce type de procédé présente des inconvénients ence qu'il ne tient pas compte du fait que la plupart deseffluents provenant d'un puits pétrolier, contiennent,surtout en fin de vie du gisement, une quantité importanted'eau qui peut entraîner l'arrêt de la production naturelledu puits, ou limiter l'efficacité du gas-lift. Il estsouhaitable de pouvoir séparer l'eau des hydrocarbures, enfond de puits, afin de pouvoir ne remonter à la surface quedes hydrocarbures.

La présente invention a pour objet une installation depompage permettant la mise en oeuvre du procédé de pompage.Afin de réaliser cet objet, l'invention propose uneinstallation de pompage d'un liquide provenant d'une sourcesouterraine comprenant un puits s'étendant de la surfacevers la source de liquide, le puits comportant une chambres'étendant substantiellement sur toute sa longueur, au moinsun tubage traversant la chambre et communiquant avec celle-ci, et un ensemble de vannes destiné à mettre sélectivementla chambre en communication avec une source de gaz à unepremière pression permettant au liquide provenant de lasource d'emplir la chambre, et une source de gaz à unedeuxième pression supérieure à la première pression, afin devider la chambre, le liquide étant refoulé vers une premièresortie par écoulement à travers le tubage, caractérisée ence qu'elle comprend, de plus, un clapet monté dans le tubage, et un deuxième conduit menant à une deuxième sortie , leclapet étant susceptible de réagir à la densité de fluidequi l'entoure afin de pouvoir refouler un premier liquidevers la première sortie, un deuxième liquide, de densitéplus importante, étant refoulé vers la deuxième sortie parle deuxième conduit.

La présente invention présente l'avantage de faire appel à une installation, dont la maintenance est peu fréquente, surtout pour les composants installés dans le puits, et qui 010434 D'autres invention suivante. ressortiront àdonnée à titre peut s'effectuer de manière simple à partir de la sortie du puits. caractéristiques et avantages de la présentela lecture de la descriptionexplicatif mais non limitatif, faite en relation avec les dessins annexés sur lesquels : - la figure 1 est une vue schématique en coupe d'un puitsselon un premier mode de réalisation de 1'invention ; - la figure IA est une vue en détail d'un élément de la 10 figure 1 ; la figure 2 est une vue schématique en coupe d'undeuxième mode de réalisation ; et - la figure 3 est une vue schématique en coupe d'untroisième mode de réalisation qui est une variante de 15 celui de la figure 1.

Sur la figure 1, un puits représenté généralement en 10,qui, dans l'exemple illustré, est un puits pétrolier,s'étend de la surface 12 du sol, qui peut être le fond de lamer, vers une couche de roche réservoir 14. Le puits 10 est 20 muni d'un cuvelage 16, s'étendant le long du puits, et d'untubage de production 18 s'étendant de la surface 12 vers unpoint au-dessous d'un joint 20, appelé "packer", monté dansle cuvelage de manière étanche en un point se trouvant àquelques mètres, ou quelques dizaines de mètres, au-dessous 25 de la roche réservoir 14. Un conduit 22, muni d'un clapetanti-retour 24, est disposé dans un ensemble de joint 26, oupacker, monté dans le puits autour du tubage 18 en un pointau-dessus de la couche de roche 14. Le tubage 18 comporte, . en un point situé à environ 100 m de la surface 12, une 30 vanne de sécurité 27 disposée immédiatement au-dessus d'undeuxième packer 28 monté avantageusement dans le puits. Ason extrémité supérieure le tubage 18 comporte un ensemblede vannes de production 29, ou "arbre de Noël" destiné àcontrôler le débit de production du puits, et à assurer sa 35 sécurité. Cet ensemble de vannes communique avec un conduit de production 30 formant la sortie du puits. De plus, le tubage 18 comprend, vers son extrémité inférieure, un clapet 010434 5 anti-retour 32 destiné à permettre l'écoulement du liquide uniquement vers la sortie 30. A la surface 12, un système de distribution, formé par exemple d'un ensemble 34 de vannes de commande est relié à 5 une source de gaz à basse pression 36, et une source de gazhaute pression 38. La pression de chacune des deux sourcesde gaz 36 et 38 est choisie en fonction des caractéristiquesdu puits, par exemple sa profondeur, ou la pression dugisement. Comme il sera décrit plus en détail ci-après, ces 10 caractéristiques évoluent avec le temps, pendant la phase deproduction du puits. Aussi, est-il nécessaire de modifierles pressions de gaz utilisées de manière correspondante, enfonction du temps. L'ensemble de vannes 34 communique avec l'espace 15 annulaire 40, ou chambre, défini entre le cuvelage 16 et letubage 18 et délimité par le packer 28 et l'ensemble dejoint 26 par des vannes de sécurité 42 et un conduit 44 quipasse à travers un joint 4 6 de suspension du tubage ou"tubing hanger" monté à l'extrémité supérieure du puits. Une 20 vanne de sécurité de l'espace annulaire 48 peut être montéeà l'extrémité du conduit 44. L'ensemble de joint 26 est muni d'un dispositif permettantla ré-injection de l'eau, qui, dans l'exemple illustré, estun clapet 52, représenté plus en détail sur la figure IA. Ce 25 clapet 52 comprend un corps tubulaire 54, sensiblementcoextensif avec le tubage 18 et muni d'ouvertures latérales56, quatre dans l'exemple illustré, qui mettent l'espaceannulaire 40 en communication avec l'extrémité inférieure 58du tubage 18. Cette extrémité inférieure 58 est munie d'un 30 clapet anti-retour 60 qui permet l'écoulement de fluide,provenant de l'espace annulaire 40, dans le sens de laflèche 62 vers un aquifère sous-jacent au réservoir 14, nonreprésenté. Le clapet 52 comporte une bille 64 qui estadaptée pour venir en butée sur un siège 66 formé dans le 35 corps 54, fermant ainsi le passage vers l'extrémité inférieure 58 du tubage 18. La densité de la bille 64 est choisie afin d'être supérieure à celle des hydrocarbures liquides provenant de la roche réservoir 14, mais inférieure 010434 6 à celle de l'eau. Située au voisinage de 0,9, cette densitéa pour résultat que la bille 64 flotte dans l'eau, mais,lorsqu'elle se trouve en présence d'hydrocarbures, elledescend sur le siège 66, fermant ainsi l'extrémitéinférieure 58 du tubage 18. Un conduit 50, dans l'ensemblede joint 26, permet l'accès au clapet 52 pour d'éventuellesopérations de maintenance.

Le procédé de mise en oeuvre de l'installation ainsi décriteest le suivant :

Dans un premier temps, l'espace annulaire 40 est mis encommunication, par l'ensemble de vannes de commande 34, avecla source de gaz à basse pression 36. La faible pressionrégnant dans l'espace annulaire 40 permet au mélanged'hydrocarbures et d'eau formant l'effluent, provenant de lacouche de réservoir 14, de remonter à l'intérieur du puits,à travers le clapet 24 et le conduit 22, remplissantl'espace annulaire 40 jusqu'à un niveau intermédiaire 67supérieur, et refoulant ainsi le gaz basse pression duréservoir vers sa source. L'installation n'étant pas muniede capteurs du niveau des hydrocarbures, ce niveauintermédiaire est déterminé en fonction des caractéristiquesdu réservoir, de la pression du gaz et du temps. Le tempsnécessaire pour que les hydrocarbures atteignent leur niveaude stabilisation étant très long, on utilise un niveauintermédiaire, en dessous du niveau maximum possible, queles hydrocarbures atteignent après un temps prédéterminé.L'effluent provenant de la roche réservoir 14 comprend unmélange d'hydrocarbures et d'eau. Pendant la période deremplissage de l'espace annulaire 40, les hydrocarbures seséparent de l'eau, qui, étant plus dense, se rassemble versl'extrémité inférieure de l'espace annulaire 40. La bille 64du clapet 52, se trouvant dans l'eau, se lève de son siège66 et ouvre le passage de l'espace annulaire 40 versl'aquifère, qui ne peut toutefois remplir l'espace annulaireen raison du clapet 60.

Une fois que ce temps de remplissage/séparation est écoulé, l'ensemble des vannes de commande est actionné afin d'isoler l'espace annulaire 40 de la source de gaz à basse 010434 7 pression 36 et de le mettre en communication avec la source de gaz 38 à haute pression. La pression de gaz dans l'extrémité supérieure de l'espace annulaire 40 agit sur les hydrocarbures et 11 eau et tend à les repousser vers le fond 5 du puits, le clapet anti-retour 24 empêchant les liquides deretourner vers le réservoir 14.

Lorsque les effluents dans l'espace annulaire 40 sontdéplacés vers le bas par le gaz haute pression, l'eau setrouvant vers 1'extrémité inférieure de 11 espace annulaire 10 passe par le clapet 52 vers l'aquifère dans le sens de laflèche 62, l'intérieur du puits 10 étant isolé de l'aquifèrepar le joint 20. Une fois que l'eau a été déplacée del'espace annulaire, et que les hydrocarbures arrivent àl'extrémité inférieure, la bille 64, se trouvant dans un 15 milieu moins dense, descend vers son siège 66, fermant lepassage vers l'aquifère. Une fois que ce passage est fermé,les hydrocarbures déplacés par le gaz haute pression passentpar une ouverture 68 ménagée dans le tubage 18 en un pointau-dessous du clapet 32 et remontent vers la sortie 30 à la 20 surface 12. Il est à noter que, suivant le profild'évolution de la pression dans l'espace annulaire 40, etles caractéristiques du puits (pression d'aquifère, pressionen tête de puits,...), l'expulsion des deux phases peut sefaire de façon simultanée. 25 Ainsi, selon l'invention, une partie importante de l'eauprovenant du réservoir 14 sera ré-injectée dans un aquifèresous-jacent, améliorant ainsi de façon sensible la teneur enhydrocarbures de l'effluent remonté en surface.

Un niveau intermédiaire est déterminé en fonction de la 30 contre pression sur la ligne d'évacuation, de la pression dugaz, des caractéristiques géométriques du puits et du temps.En effet, le temps nécessaire pour que les hydrocarburesatteignent un niveau de stabilisation, niveau qui doit setrouver au-dessus de l'ouverture 68 afin d'éviter une 35 recirculation du gaz haute pression, est à nouveau très long. Aussi, on utilise un niveau intermédiaire, au-dessus du minimum possible, que les hydrocarbures atteignent après un temps prédéterminé. Une fois que ce temps est écoulé, 010434 8 l'ensemble des vannes 34 est actionné à nouveau et l'espaceannulaire 40 est isolé de la source de gaz haute pression 38et mis en communication avec la source basse pression 36.Ainsi, la pression de gaz dans l'espace annulaire 40 décroîtrapidement, permettant aux liquides provenant du réservoirde se remettre à remplir cet espace 40. Ensuite le cycle defonctionnement décrit ci-avant est répété. Comme la pressiondu puits évolue avec le temps, il est nécessaire de procéderà des mesures périodiques de la pression statique du puitsafin de modifier de manière correspondante les pressions degaz.

Afin d'obtenir un lissage dans le temps de la production deshydrocarbures, mais aussi de la consommation de gaz hautepression, on peut disposer deux ou plusieurs puits, ouensembles de puits, reliés vers une sortie 30 commune,agencés de façon que, lorsqu'un est en phase de purge, lesautres sont en phase de remplissage. Le nombre de puits, oud'ensembles de puits, sera alors déterminé en fonction desdurées comparées des deux phases, de façon à optimiser ledébit global de production.

Sur la figure 2 est représentée une installation pour unpuits pétrolier qui, contrairement à celui de la figure 1,ne comporte pas d'aquifère sous-jacent vers lequel l'eauprovenant de la roche réservoir 14 peut être refoulée. Surcette figure, les éléments communs avec ceux del'installation de la figure 1 portent les mêmes chiffres deréférence.

Comme représenté sur la figure 2, le tubage 18, au lieud'être prolongé par une extrémité inférieure 58, communique,à l'intérieur de l'ensemble de joint 26, avec un deuxièmetubage 70. Ce deuxième tubage 70 s'étend de l'ensemble dejoint 26, à travers le packer 28 et s'ouvre dans une chambre72 délimitée entre le packer 28 et le joint 46 de suspensiondu tubage. Cette chambre 72 communique avec un dispositifcommun de ré-injection, ou d'évacuation de l'eau (nonreprésenté) par un conduit 74 muni d'une vanne de sécurité76. Dans le cas où le puits n'est pas muni d'un packer 28,le deuxième tubage 70 s'étend jusqu'à la surface. 010434 9

Le procédé de mise en oeuvre de l'installation de la figure 2 est sensiblement analogue à celui de l'installation de la figure 1. Une fois que l'espace annulaire est rempli d'effluent, et que la séparation des hydrocarbures d'avec 5 l'eau s'est effectuée, l'envoi de gaz haute pression dansl'espace annulaire 40 déplace vers le bas les liquidesprésents dans cet espace. Dans un premier temps, l'eau setrouvant à l'extrémité inférieure de l’espace annulaire estrefoulée vers le dispositif de ré-injection de l'eau par 10 l'intermédiaire du deuxième conduit 70, la chambre 72 et leconduit 74, le clapet 52 étant ouvert. Il est à noter que,pendant cette phase, la pression statique exercée sur l'eaupar la colonne d'hydrocarbures, présente dans l'espaceannulaire, vient s'ajouter à la pression du gaz dans 15 l'espace annulaire. Cette pression statique additionnellefacilite la remontée de l'eau vers la surface.

Une fois que le niveau des hydrocarbures est descendujusqu'au clapet 52, la bille 64 se ferme sur son siège 66. Apartir de ce moment, les hydrocarbures sont refoulés par le 20 gaz haute pression, par l'intermédiaire de l'ouverture 68 etdu tubage 18, vers la sortie 30. La suite du procédé estanalogue à celle relative à l'installation de la figure 1.Comme dans l'exemple précédent, l'expulsion des deux phasespeut se faire de façon simultanée. 25 Le procédé et l'installation de pompage selon l'inventionpeuvent s'appliquer aux puits sous-marins ou aux puits àterre, ainsi qu'aux puits verticaux ou inclinés. Il est ànoter que ce dispositif permet également une séparation aumoins partielle du gaz dissous dans l'effluent provenant du 30 réservoir 14, le gaz ainsi séparé remontant, par le conduit44, vers le réservoir de gaz basse pression 36.

De manière alternative, la séparation physique entre phasesétant effectuée au fond, le refoulement vers la surfacepourrait être réalisé par un conduit unique, l'arrivée des 35 phases en séquence permettant leur traitement individualisé au niveau de la tête de puits, afin d'envoyer les phases vers leurs sorties respectives. 010434 10

Le mode de réalisation de la figure 3 diffère de celui de la figure 1 en ce que l'installation de pompage est destinée à refouler l'eau séparée des hydrocarbures vers la roche réservoir 14 au lieu de l'envoyer vers un aquifère comme 5 c'est le cas dans l'installation de la figure 1.

Sur le figure 3, les éléments déjà présents dans la figure 1portent les mêmes chiffres de références.

Comme représenté sur la figure 3 , l'extrémité 58 du tubage10 de production 18 s'ouvre, immédiatement en-dessous del'ensemble de joint 26, dans une chambre 80 définie dansl'extrémité inférieure du puits 10. Des perforations 82,formées dans la couche de roche réservoir, s'ouvrent dans lachambre 80. La couche de roche réservoir a une épaisseur 15 plus importante que celle du mode de réalisation de lafigure 1 et présente une perméabilité très forte.

Le procédé de pompage mis en oeuvre en utilisantl'installation de la figure 3 est sensiblement analogue à 20 celui de la figure 1. Après la phase de séparation, de l'eause trouve vers 1'extrémité inférieure de 1'espace annulaire40 et le clapet 52 est ouvert. Lorsque du gaz, provenant dela source haute pression 38, est envoyé dans annulaire 40, . l'eau est refoulée par ce gaz à travers le clapet 52 et le 25 long de l'extrémité 58 du tubage de production 18 vers lachambre 80. Ensuite, l'eau pénètre, dans le sens des flèches84, dans la partie inférieure de la couche de roche 14 parles perforations 82 inférieures. Aussi, une fois que l'eaus'est propagée dans la couche de roche 14, elle tend à 30 déplacer, ou chasser les hydrocarbures présents dans laroche vers la chambre 80, puis dans l'espace annulaire 40.

Claims (4)

11 010434 REVENDICATIONS

1 - Installation de pompage d'un liquide provenant d'une source souterraine comprenant un puits (10) s'étendantde la surface (12) vers la source de liquide (14) , lepuits comportant une chambre (40) s'étendantsubstantiellement sur toute sa longueur, au moins untubage (18) traversant la chambre et communiquant aveccelle-ci, et un ensemble de vannes (34) destiné à mettresélectivement la chambre en communication avec unesource de gaz à une première pression (36) permettant auliquide provenant de la source d'emplir la chambre, etune source de gaz à une deuxième pression (38)supérieure à la première pression, afin de vider lachambre, le liquide étant refoulé vers une premièresortie (30) par écoulement à travers le tubage,caractérisée en ce qu'elle comprend, de plus, un clapet(52) monté dans le tubage (18), et un deuxième conduit(58,-70) menant à une deuxième sortie (74), le clapetétant susceptible de réagir à la densité de fluide quil'entoure afin de pouvoir refouler un premier liquidevers la première sortie (30) , un deuxième liquide, dedensité plus importante, étant refoulé vers la deuxièmesortie (74) par le deuxième conduit (58;70).

2 - Installation selon la revendication 1 caractérisée en ce que le clapet (52) comprend une bille (64) agencée pourobturer un siège (66) dans le deuxième conduit (58,-70) ,la densité de la bille étant de l'ordre de 0,9.

3 - Installation selon la revendication 1 ou 2 caractérisée en ce que la deuxième sortie est constituée par unaquifère.

4 - Installation selon la revendication 1 ou 2 caractérisée en ce que la deuxième sortie est constituée par lasource (14) du liquide.