WO2009066034A2 - Installation et procede de production d'hydrocarbures - Google Patents

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WO2009066034A2
WO2009066034A2 PCT/FR2008/001260 FR2008001260W WO2009066034A2 WO 2009066034 A2 WO2009066034 A2 WO 2009066034A2 FR 2008001260 W FR2008001260 W FR 2008001260W WO 2009066034 A2 WO2009066034 A2 WO 2009066034A2
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effluent
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well
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Emmanuel Toguem Nguete
Jean-Louis Beauquin
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Total S.A.
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    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions

Definitions

  • the present invention relates to a plant for producing hydrocarbons, and in particular a plant for producing heavy oil.
  • the invention also relates to a process for the production of hydrocarbons.
  • Hydrocarbons are found in underground tanks. Hydrocarbons are usually composed of oil and gas mixed with water. This mixture is called effluent. Hydrocarbon production is made possible by drilling wells to hydrocarbon reservoirs. A hydrocarbon facility is used to recover the hydrocarbons for processing for later exploitation.
  • the heavy oil is very viscous, of the order of several thousand centipoises. In order to produce it it is necessary to make it less viscous.
  • Hot production involves reducing the viscosity of the oil by injecting a diluent into the heavy oil.
  • the injection of diluent thus makes it possible to increase the productivity of the well, by reducing the friction and lightening the weight of the column.
  • the injection of diluent also makes it possible to improve the oil / water separation on the central complex. It is necessary to control the injection of diluent so as to avoid overconsumption of diluent or, conversely, damage to the installation if the viscosity of the oil is not sufficiently reduced after injection of diluent.
  • the control of the injection of thinner is usually done manually. However, manual management does not optimize injection.
  • a diluent is introduced into the well to control the viscosity of the effluent.
  • the amount of diluent is controlled via a control valve. However, this control is done manually, which does not optimize the injection of diluent.
  • the aim of the invention is to propose an installation and a process for the production of hydrocarbons making it possible to optimize in real time the quantity of diluent to inject into the effluent, while ensuring a good operation of the pump and a good productivity of the well.
  • a plant for producing heavy oil hydrocarbon effluent from at least one well comprising: a bottom-of-well injection system for lightening fluid; effluent,
  • an automaton adapted to optimize the lightening fluid injection flow rate and to regulate the speed of the pump as a function of the physical quantities and a predetermined production target value, the pump speed and the physical quantities being each within a predetermined range of values.
  • the diluent injection flow rate is proportional to the speed of the pump.
  • the diluent injection flow rate is proportional to the effluent severity index.
  • one of the sensors is a first pressure sensor adapted to be located at the wellhead and another sensor is a second pressure sensor adapted to be located at the discharge of the pump, the controller being adapted to calculate the pressure of the pump. effluent severity index based on data provided by said first and second pressure sensors.
  • one of the sensors is a first temperature sensor adapted to be situated at the wellhead, the automaton being adapted to monitor the flow of effluent at the wellhead according to the data provided by said first temperature sensor.
  • one of the sensors is a second temperature sensor adapted to be located at the suction of the pump, the controller being adapted to monitor the appearance of a hole in a tubular effluent discharge from the pump according to the data provided by said second temperature sensor.
  • one of the sensors is a vibration sensor adapted to be located at the discharge of the pump, the controller being adapted to monitor the appearance of excessive vibration of the pump according to the data provided by said vibration sensor.
  • two of the sensors are third and fourth pressure sensors adapted to be situated respectively at the suction of the pump and at the outlet of a pump. casing in an annular space, the controller being adapted to calculate the submergence height of the pump according to the data provided by said third and fourth pressure sensor.
  • the automaton is adapted to optimize the effluent height above the pump by regulating the ventilation of an annular space comprising gas.
  • one of the sensors is a fourth pressure sensor adapted to be located in an annular space, the controller being adapted to monitor the passage of gas by the pump according to the data provided by said fourth pressure sensor.
  • the lightening fluid is a diluent.
  • the object of the invention is also achieved by a process for producing heavy oil hydrocarbon effluent in a plant described above, the process comprising the following step:
  • phase of stable and continuous production regime including the optimization of the lightening fluid injection flow rate and the regulation of the speed of the pump according to the physical quantities and the target value, the pump speed and the physical quantities being each within a predetermined range of values.
  • the method further comprises, prior to the phase of stable and continuous production regime, a phase of putting a well into a flow rate, the phase of setting the well rate comprising the following steps:
  • a step of stabilizing the speed at a first value for a determined duration a step of increasing the speed of the pump by the automaton until a target value is reached;
  • the step of minimizing the lightening fluid injection flow rate and regulating the speed of the pump comprises the following step:
  • the speed of the pump and the rate of fluid injection are increased or decreased by the automaton until each physical quantity is again within the predetermined corresponding value range.
  • FIG. 1 a sectional view of a hydrocarbon production facility according to the invention, Figure 2, a curve of the evolution of the speed and the diluent flow as a function of time.
  • the invention relates to a plant for producing oil-based hydrocarbon effluent from at least one well.
  • the installation includes an injection system at the bottom of the well of effluent reduction fluid. This system is adapted to make the effluent less viscous.
  • the installation also includes an effluent discharge pump, adapted to evacuate the effluent to the wellhead.
  • the installation also includes a plurality of sensors for measuring physical quantities relating to the installation.
  • the installation also includes a controller adapted to optimize the lightening fluid injection flow rate and to regulate the speed of the pump according to the physical quantities and a predetermined target production value, the speed of the pump and the physical quantities each being within a predetermined range of values.
  • the maintenance by the PLC of the physical quantities and the speed of the pump in a predetermined range of values makes it possible to ensure proper operation of the pump, without risk of damage.
  • the regulation of the speed of the pump as a function of the target production value to be achieved makes it possible to ensure good productivity of the well.
  • the regulation of the speed of the pump according to the physical quantities makes it possible to ensure a good productivity of the well while ensuring a good functioning of the pump, without risk of damage.
  • the injection of diluent makes the effluent less viscous, which also makes it possible to ensure good productivity of the well. Optimizing the lightening fluid injection flow rate makes it possible to optimize the amount of diluent to be injected into the effluent.
  • Optimizing the lightening fluid injection flow rate as a function of the physical quantities makes it possible to optimize the amount of diluent to be injected into the effluent, while ensuring good well productivity and smooth operation of the well. pump, without risk of damage.
  • Optimizing the lightening fluid injection flow rate as a function of the target production value to be achieved makes it possible to optimize the amount of diluent to be injected into the effluent, while ensuring good productivity of the well.
  • the amount of diluent is optimized, a good operation of the pump is assured and the well has a good productivity.
  • the optimization of the lightening fluid injection flow rate is to minimize the amount of lightening fluid used, however, the minimized amount of lightening fluid is sufficient to allow optimization of the production avoiding any risk of damage. of the installation, and in particular of the pump.
  • the head of the well is defined at the surface of the earth and the bottom of the well in the basement at the reservoir.
  • Figure 1 shows a sectional view of a hydrocarbon production plant according to the invention.
  • Figure 1 shows a single well.
  • the production of hydrocarbons concerns a large number of wells, for example about 300.
  • Each well is equipped with the installation described below.
  • a single controller 10 manages all the different wells, in order to optimize the production of the different wells at the same time, which saves time.
  • the effluents produced from the different wells are compatible even if they come from different reservoirs. They are all evacuated to the same pipe 6 effluent discharge. It is necessary that the flow in this pipe is homogeneous. To do this, the controller must coordinate actions on the different wells.
  • the hydrocarbon production installation comprises, for each well, a casing 1 delimiting the walls of the well.
  • the casing 1 opens at one of its ends to the surface of the earth.
  • the casing 1 is provided with a plurality of orifices 3 through which the effluent from the tank 4 passes into the well.
  • the casing comprises a substantially vertical portion opening on the surface and extending at its lower end by a substantially horizontal portion.
  • This type of well with a horizontal part is particularly suitable for the production of heavy oil. It allows a flow of the effluent from the reservoir to the well by gravity.
  • the orifices 3 are preferably distributed over the entire length of the horizontal portion of the well, so as to facilitate the gravity flow of the effluent from the reservoir to the well.
  • the installation also comprises a tubular 2, substantially concentric with the casing
  • annular space 5 is then defined between the outer surface of the tubular 2 and the inner surface of the casing 1.
  • the tubular 2 is adapted to evacuate the hydrocarbon effluents, in particular liquids (oil, water, etc.).
  • the annular space 5 is adapted to evacuate a portion of the gas from the effluent. A large part of the gas present in the effluent is in fact discharged via the annular space 5.
  • the annular space 5 is connected to a pipe 27 for evacuating the gas.
  • This gas evacuation pipe 27 is provided with a gas flow control valve 28 and a flowmeter 29 for measuring the evacuated gas flow rate.
  • the valve 28 and the flowmeter 29 are connected to the automaton.
  • the upper end of the tubular 2 is connected to a discharge pipe 6, adapted to evacuate the effluent to a treatment unit for further processing.
  • the evacuation pipe 6 is provided with an effluent flow control valve 7 and a flow meter 8 adapted to measure the flow of effluent in the evacuation pipe 6.
  • the installation also includes a pumping system.
  • the pumping system may be composed of a single pump 20 or, preferably, two pumps in series, particularly suitable when in the presence of a multiphase fluid.
  • the pumps are each driven by a motor 19.
  • Each pump 20 is provided with a speed variator 15.
  • the variable speed drive makes it possible to regulate the speed of the pump. To avoid damage, the speed of the pump must be within a range of values determined by the pump manufacturer.
  • Each pump is for example a progressive cavity pump (PCP) or an electric submersible pump (ESP).
  • PCP progressive cavity pump
  • ESP electric submersible pump
  • the pump 20 is connected to the motor 19, located on the surface, by wire connection.
  • the variable speed drive 15 is located on the surface as well; it is connected to the motor 19.
  • the pump 20 is fixed to the tubular 2. It closes the lower end. In this way, it prevents too much gas from passing through the tubular.
  • the installation also includes a lightening fluid injection system.
  • the lightening fluid is for example a diluent.
  • diluent is for example a hydrocarbon of lower density than that of the oil contained in the reservoir.
  • the oil + diluent mixture then has a viscosity lower than that of the oil alone. The flow of the mixture is then facilitated.
  • the diluent injection system comprises a diluent reservoir (not shown), as well as a pump (not shown) for injecting the diluent into the well.
  • the diluent injection system comprises a supply line 9 adapted to convey the additive or diluent from the additive tank or diluent to the well.
  • the supply line 9 continues with a drain 11 which goes to the end of the well.
  • the drain 11 is provided with a valve 13 for regulating the flow of diluent in the drain 11 and a flow meter 14 adapted to measure the flow of diluent in the drain 11.
  • the drain 11 is adapted to inject diluent downhole.
  • the drain 1 1 then has at its lower end opposite the diluent reservoir a plurality of orifices 17. These orifices 17 may be located either at the suction 18 of the pump, or at the horizontal end of the casing 1, as shown in Figure 1.
  • the installation further comprises a controller 10 adapted to control the installation.
  • a target production value to be achieved is set. This production target value is for example: a flow rate value of the effluent at the wellhead, - a pressure value of the effluent at the suction of the pump, a submergence level of the pump, a predetermined value. speed of rotation of the pump.
  • the controller 10 then regulates the speed of the pump 20 by acting on the drive 15 so that the speed of the pump achieves the target value chosen while avoiding damage to the pump.
  • the controller 10 acts on the valve 13 for regulating the diluent flow so as to optimize the amount of diluent to be injected into the well.
  • the diluent injection lowers the torque value on the rotational transmission rods from the surface electric motor to the downhole pump.
  • the injection of diluent therefore also participates in reaching the chosen target value.
  • the operating conditions of the installation are characterized by quantities such as pressure and temperature at different points of the installation, or vibrations at the pump. These different physical quantities are measured by a set of sensors 21-26, 30 and are monitored in real time by the controller 10. The measurements of the physical quantities are transmitted by the sensors to the controller 10, which then calculates a number physico-chemical values from these physical quantities.
  • physico-chemical values calculated by the automaton mention may be made of the flow rate of the effluent at various points of the installation, the submergence height of the pump, the average density of the effluent in the casing, or the torque of the transmission rods.
  • the controller 10 is set to guarantee operating conditions in which the system operates without risk of damaging the pump, while ensuring satisfactory productivity for the well.
  • the different measured physical quantities or the different physico-chemical values calculated must each always be in a predetermined range of values.
  • Each measured physical quantity and each calculated physicochemical value is maintained by the controller 10 in a predetermined range of values.
  • the PLC acts on the speed of the pump and the fluid injection rate.
  • the system is not located under satisfactory operating conditions.
  • the automaton will then act on the speed variator 15 so as to modify the speed of the pump and on the diluent flow valve 13 so as to modify the diluent flow so that the measured physical quantity or the physico-chemical value calculated is again in the predetermined value range, so that the operating conditions are again satisfactory.
  • the automaton 10 thus continuously adjusts, at the same time, as a function of the operating conditions, the speed of rotation of the pump and the diluent injection flow rate, taking care to respect the operating ranges of the installation, namely the predetermined ranges of values allowed for the different physical quantities, as well as the permissible range of values for the pump speed by the manufacturer, as mentioned above.
  • Optimization of the production is carried out thanks to the automaton which, at the same time, that is to say at the same time, regulates the speed of the pump and optimizes the flow of injection of diluent, and that in time real and depending on the physical quantities and a target production value, while maintaining the pump speed and the physical quantities each in a predetermined range of values.
  • the automaton 10 is also parameterized so as to minimize the diluent injection flow rate.
  • the diluent injection rate Q d ii uant is slaved to different parameters.
  • the controller can easily regulate the speed of the pump and optimize the diluent injection rate at the same time.
  • the diluent injection flow rate Q d ii uant is slaved to the average density of the effluent in the casing 1, according to the following formula: where k 'is a constant specific to each well, defined for example by the reservoir engineer, and where API is the index of severity of the effluent.
  • the severity index API is an arbitrary scale of values proposed by the American
  • API Petroleum Institute
  • NIST National Institute of Standards and Technology
  • MV the density of the effluent.
  • the density MV of the effluent is calculated as follows:
  • MV ((BHPd -THP) * 105) / 9.81 * H2
  • BHPd is the discharge pressure of the pump as measured by the sensor 25, where THP is the wellhead pressure measured by the sensor 21, and where H2 is the height between the sensors 21 and 25.
  • Sensors 21 and 25 are detailed later in the description. They respectively measure the pressure at the wellhead and the discharge pressure of the pump.
  • the diluent injection flow rate is slaved to the speed of the pump.
  • Servo-control of the diluent injection flow rate to the API severity index is a variant.
  • the installation allows a real-time calculation by the PLC of the severity index API.
  • the installation comprises a particular instrumentation adapted to this calculation, in particular the presence of the pressure sensors 21 and 25.
  • the sensors 21- 26, 30, which each measure a physical quantity monitored by the controller 10, are connected to the latter preferably by wire connection.
  • the installation comprises a first pressure sensor 21 situated at the wellhead, for example at the inlet of the effluent discharge pipe 6.
  • the pressure sensor 21 makes it possible to measure the pressure at the wellhead, which is a first physical quantity participating in the operating conditions.
  • a pressure limit value at the wellhead is preprogrammed in the controller, for example 25 bar. For the system to be in satisfactory operating conditions, the wellhead pressure must be below this limit value. If the physical quantity measured by the sensor 21 and transmitted to the controller 10 is near or above the preprogrammed value, the controller will decrease the speed of the pump and reduce the rate of diluent injection.
  • the installation comprises a second pressure sensor 25 located at the bottom of the well at the outlet of the pump.
  • the second pressure sensor 25 makes it possible to measure the discharge pressure of the pump, which is a second physical quantity participating in the operating conditions.
  • the measurement of the pump discharge pressure, associated with the well pressure measurement allows the automaton to calculate the API severity index of the effluent. This is useful especially when the diluent injection rate is slaved to the effluent severity index.
  • the installation also comprises a first temperature sensor 22 situated at the wellhead, for example at the inlet of the evacuation pipe 6.
  • the temperature sensor 22 gives a temperature value at the wellhead, which is a third physical quantity participating in the operating conditions. This temperature value is homothetically connected to the flow at the wellhead.
  • the maximum flow rate is preprogrammed in the PLC by the reservoir engineer, according to quotas set for the well. If the flow at the wellhead is near or above the preprogrammed value, the controller will decrease the speed of the pump and eventually reduce the rate of diluent injection.
  • the installation also comprises a second temperature sensor 24 situated at the bottom of the well, for example near the suction of the pump 20.
  • This temperature sensor 24 makes it possible to measure the temperature at the bottom of the well, which is a fourth physical quantity participating in the operating conditions. An increase of this physical quantity beyond the values measured under the normal operating conditions indicates a malfunction of the installation. Indeed, in case a hole would be formed in the tubular 2, the effluent present in the tubular would pass into the annular space 5 through the hole. Said effluent having been heated by its passage through the pump 20, the temperature of the effluent near the suction of the pump is then higher than normal once the effluent coming from the tubular mixed with the effluent in the bottom wells.
  • the temperature of the effluent near the suction of the pump must be substantially constant during operation of the installation. If the temperature near the suction of the pump is close to the preset value, the controller will decrease the speed of the pump and eventually reduce the flow of diluent injection. A variation of about 2 ° C compared to the values usually recorded indicates a malfunction, and the controller will gradually decrease the speed of the pump and possibly the diluent injection rate until the shutdown of the installation.
  • the automaton also signals to the operator a piercing of the tubular.
  • the installation comprises a third pressure sensor 23, also located at the bottom of the well, which measures the suction pressure of the pump 20, and a fourth pressure sensor 30, located at the outlet of the casing 1, in the annular space 5, which measures the pressure of the gas in the ring 5 at the wellhead.
  • the physical quantities measured by the sensors 23 and 30 are transmitted to the controller 10, which calculates the height of the efluent located above the pump. Indeed, a fifth physical quantity participating in the operating conditions is the submergence height.
  • the pump must always be immersed, and a minimum submergence height value is preprogrammed in the PLC by the reservoir engineer.
  • the calculation of the submergence height of the pump also makes use of the API gravity index of the effluent (calculated from the measurements made by the sensors 21 and 25) and the temperature at the bottom of the well (measured by the sensor 24 ). If either of these measurements is not available, the controller may use default values for calculating the submergence height of the pump. These default values are previously provided by the reservoir engineer.
  • the controller will reduce the pump speed and possibly the diluent injection rate. If the submergence height calculated by the controller is close to or greater than the preprogrammed value, the controller will optimize the pump speed and possibly the diluent injection rate.
  • the installation also optionally comprises a vibration sensor 26 located at the discharge of the pump.
  • the vibration sensor 26 makes it possible to measure all the vibrations of the effluent along three orthogonal axes with each other, which is a sixth physical quantity participating in the operating conditions.
  • the vibrations of the effluent must be below a predetermined limit value to avoid malfunctions. For example, high suction gas content or a mechanical problem will cause vibrations greater than those measured under normal operating conditions. If these vibrations are close to or above the preprogrammed value, the controller will decrease the pump speed and possibly the diluent injection rate.
  • the installation optionally comprises a fourth pressure sensor 30 located in the annular space 5.
  • the fourth pressure sensor 30 measures the pressure in the annular space, which is a seventh physical quantity participating in the operating conditions.
  • the pressure in the annular space must not exceed a certain predetermined value, otherwise the gas contained in the effluent passes to the suction of the pump and causes the breakage of the latter. If the pressure in the annulus is near or above a value preprogrammed by the reservoir engineer, the controller will decrease the pump speed and possibly the diluent injection rate. All these sensors 21-26, 30, whose data are monitored by the controller 10, allow the pump to have a lifetime as long as possible.
  • the predetermined limit values are set by the user of the installation according to the characteristics of the well.
  • FIG. 2 represents a curve of the evolution of the speed and of the diluent flow as a function of time.
  • the hydrocarbon production process comprises at least two phases: a first phase 50, which corresponds to the putting into flow of the well, and a second phase 55, which corresponds to the established regime.
  • the first phase 50 begins with a step 51 of preparing the well.
  • the controller 10 opens the valve 13 so as to inject lightening fluid at the bottom of the well.
  • the controller 10 opens the control valve 7 of the effluent flow and the control valve 28 of the gas flow.
  • the effluent is ready to be produced and the annular space begins to be ventilated.
  • the first phase 50 then comprises a step 56 during which the injection of diluent is maximum.
  • the diluent flow rate is equal to a predetermined start rate.
  • the first phase 50 continues with a step 52.
  • the controller 10 starts the pump motor.
  • the speed is set to a first value, for example 50 rpm, so that the pump performs a first acceleration. Indeed, it is preferable to fill the tubular at low speed.
  • the first phase 50 continues with a step 53: when the speed of the pump has reached the first value, it stabilizes at this speed during a time delay which corresponds to the time required for the volume of diluent injected to be equal to 2 times the volume of the horizontal part of the drain.
  • the first phase 50 continues with a step 54: once the speed is stabilized and the volume of diluent injected has reached the desired volume, the pump performs a second acceleration until the target value is reached.
  • This target value can be, as mentioned above, an effluent flow rate at the wellhead, a pressure value of the effluent at the suction of the pump, a submergence level of the pump or a value of rotation speed of the predetermined pump. This target value is chosen by the reservoir engineer in a step prior to the first phase 50 of the process.
  • the first phase 50 continues with a step 57 of reducing the injection of diluent.
  • This step begins when the volume of diluent injected from step 51 is equal to 3 times the volume of the horizontal portion of the drain.
  • the controller then calculates, depending on the type of servocontrol chosen (for example control of the rotational speed of the pump or the API gravity index), a target value of the flow rate of the diluent to be injected.
  • the automaton will then act on the valve 13 for regulating the flow of diluent to reduce the injection flow rate of the diluent to approximate the target value.
  • the controller responds as seen above.
  • the controller maintains the speed of the pump and the physical quantities each in a predetermined range of values.
  • the process continues with the second phase 55, which corresponds to the continuous and stable production regime.
  • the speed is controlled on the selected target production (flow of the effluent at the wellhead, pressure of the efluent at the suction of the pump or level of submergence of the pump) while respecting the limitations.
  • the injected diluent flow rate is slaved either to the speed of rotation of the pump or to the API gravity index calculated in real time from the measurements made by the pressure sensors, as has been seen above.
  • the operating conditions must be normal, ie the pump speed and the physical quantities must each be within a predetermined range of values.
  • the controller 10 controls the installation in real time by regulating the speed of the pump and by optimizing, that is to say minimizing, the quantity of diluent injected as a function of the physical quantities, and this at the same time , so that the pump speed and the physical quantities are each included and maintained by the controller in a predetermined range of values.
  • the speed of the pump and the rate of fluid injection are increased or decreased by the controller 10 until each physical quantity again within the predetermined corresponding value range. This keeps the pump speed and the physical quantities each within a predetermined range of values.
  • the invention makes it possible to ensure proper operation of the pump and good productivity of the well, while ensuring a minimum consumption of lightening fluid.
  • the controller 10 is also connected to the gas flow control valve 28 and the flowmeter 29 disposed in the gas discharge pipe 27. When the pressure measured by the sensor 30 in the annular space 5 exceeds a limit value predetermined, the controller 10 can increase the flow of the exhaust gas to reduce the pressure in the annular space 5.
  • the present invention is not limited to the embodiments described by way of example; thus, an additional anti-foam or anti-deposition additive may also be injected into the well by another injection system.

Abstract

L'invention concerne une installation de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde à partir d'au moins un puits, l'installation comprenant : un système (9, 11-16) d'injection en fond du puits de fluide d'allégement d'effluent; une pompe (20) d'évacuation d'effluent; une pluralité de capteurs (21-26, 30) de mesure de grandeurs physiques relatives à l'installation; un automate (10) adapté à optimiser le débit d'injection de fluide d'allégement et à réguler la vitesse de la pompe (20) en fonction des grandeurs physiques et d'une valeur cible de production prédéterminée, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs déterminées. L'invention concerne également un procédé de production d'hydrocarbures dans, une installation selon l'invention. L'invention permet d'assurer une consommation minimum de fluide d'allégement, tout en assurant un bon fonctionnement de la pompe et une bonne productivité du puits.

Description

INSTALLATION ET PROCEDE DE PRODUCTION D'HYDROCARBURES
La présente invention concerne une installation de production d'hydrocarbures, et en particulier une installation de production d'huile lourde. L'invention concerne également un procédé de production d'hydrocarbures.
On trouve les hydrocarbures dans des réservoirs en sous-sol. Les hydrocarbures sont en général composés d'huile et de gaz mélangés à de l'eau. Ce mélange est appelé effluent. La production d'hydrocarbures est rendue possible par le forage de puits jusqu'aux réservoirs d'hydrocarbures. Une installation de production d'hydrocarbures permet de récupérer les hydrocarbures en vue de leur traitement pour une exploitation ultérieure.
L'huile lourde est très visqueuse, de l'ordre de plusieurs milliers de centipoises. Afin de la produire il est nécessaire de la rendre moins visqueuse.
Pour ce faire, il est connu au moins deux modes de production de l'huile lourde : la production chaude et la production froide, notamment. La production froide consiste à réduire la viscosité de l'huile en injectant un diluant dans l'huile lourde. L'injection de diluant permet ainsi d'augmenter la productivité du puits, par réduction de la friction et allégement du poids de la colonne. L'injection de diluant permet également d'améliorer la séparation huile / eau sur le complexe central. Il est nécessaire de contrôler l'injection de diluant de façon à éviter une surconsommation de diluant ou, à l'inverse, un endommagement de l'installation si la viscosité de l'huile n'est pas suffisamment réduite après injection de diluant. Le contrôle de l'injection de diluant est en général réalisé manuellement. Cependant, la gestion manuelle ne permet pas d'optimiser l'injection.
Il est connu par le brevet US- A-6 041 856 un système d'optimisation de l'opération de pompage de l'effluent en temps réel. Ce système comprend une pluralité de capteurs permettant de surveiller le fonctionnement de la pompe. Un système informatique est adapté à interpréter les conditions de fonctionnement de la pompe en fonction pour augmenter ou diminuer la production de la pompe pour maintenir un niveau de fluide dynamique optimal.
Un diluant est introduit dans le puits pour contrôler la viscosité de l'effluent. La quantité de diluent est contrôlée via une vanne de régulation. Toutefois, ce contrôle est réalisé manuellement, ce qui ne permet pas d'optimiser l'injection de diluant.
Le but de l'invention est de proposer une installation et un procédé de production d'hydrocarbures permettant d'assurer une optimisation en temps réel de la quantité de diluant à injecter dans l'effluent, tout en assurant un bon fonctionnement de la pompe et une bonne productivité du puits.
Ce but est atteint par une installation de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde à partir d'au moins un puits, l'installation comprenant : - un système d'injection en fond de puits de fluide d'allégement d'effluent,
- une pompe d'évacuation d'effluent,
- une pluralité de capteurs de mesure de grandeurs physiques relatives à l'installation,
- un automate adapté à optimiser le débit d'injection de fluide d'allégement et à réguler la vitesse de la pompe en fonction des grandeurs physiques et d'une valeur cible de production prédéterminée, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée.
Selon une autre particularité, le débit d'injection de diluant est proportionnel à la vitesse de la pompe.
Selon une autre particularité, le débit d'injection de diluant est proportionnel à l'indice de gravité de l'effluent.
Selon une autre particularité, un des capteurs est un premier capteur de pression adapté à être situé en tête de puits et un autre capteur est un deuxième capteur de pression adapté à être situé au refoulement de la pompe, l'automate étant adapté à calculer l'indice de gravité de l'effluent en fonction des données fournies par lesdits premier et deuxième capteurs de pression.
Selon une autre particularité, un des capteurs est un premier capteur de température adapté à être situé en tête de puits, l'automate étant adapté à surveiller le débit d'effluent en tête de puits en fonction des données fournies par ledit premier capteur de température.
Selon une autre particularité, un des capteurs est un deuxième capteur de température adapté à être situé à l'aspiration de la pompe, l'automate étant adapté à surveiller l'apparition d'un trou dans un tubulaire d'évacuation de l'effluent depuis la pompe en fonction des données fournies par ledit deuxième capteur de température.
Selon une autre particularité, un des capteurs est un capteur de vibrations adapté à être situé au refoulement de la pompe, l'automate étant adapté à surveiller l'apparition de vibrations excessives de la pompe en fonction des données fournies par ledit capteur de vibrations.
Selon une autre particularité, deux des capteurs sont des troisième et quatrième capteurs de pression adaptés à être situés respectivement à l'aspiration de la pompe et à la sortie d'un tubage dans un espace annulaire, l'automate étant adapté à calculer la hauteur de submergence de la pompe en fonction des données fourmes par lesdits troisième et quatrième capteur de pression.
Selon une autre particularité, l'automate est adapté à optimiser la hauteur d'effluent au- dessus de la pompe en régulant la ventilation d'un espace annulaire comprenant du gaz.
Selon une autre particularité, un des capteurs est un quatrième capteur de pression adapté à être situé dans un espace annulaire, l'automate étant adapté à surveiller le passage de gaz par la pompe en fonction des données fournies par ledit quatrième capteur de pression.
Selon une autre particularité, le fluide d'allégement est un diluant. Le but de l'invention est également atteint par un procédé de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde dans une installation décrite ci-dessus, le procédé comprenant la phase suivante :
- une phase de régime de production stable et continu, mise en œuvre par l'automate, la phase de régime de production stable et continu comprenant l'optimisation du débit d'injection de fluide d'allégement et la régulation de la vitesse de la pompe en fonction des grandeurs physiques et de la valeur cible, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée.
Selon une autre particularité, le procédé comprend en outre, avant la phase de régime de production stable et continu, une phase de mise en débit d'un puits, la phase de mise en débit du puits comprenant les étapes suivantes :
- une étape d'injection en fond du puits par l'automate de fluide d'allégement d'effluent,
- une étape de mise en route par l'automate d'une pompe d'évacuation d'effluent,
- une étape de stabilisation de la vitesse à une première valeur pendant une durée déterminée, - une étape d'augmentation de la vitesse de la pompe par l'automate jusqu'à ce qu'une valeur cible soit atteinte,
- une étape de diminution de l'injection de fluide d'allégement
- avec une surveillance par l'automate des grandeurs physiques grâce à la pluralité de capteurs pendant la phase de mise en débit du puits. Selon une autre particularité, l'étape de minimisation du débit d'injection de fluide d'allégement et de régulation de la vitesse de la pompe comprend l'étape suivante :
- lorsqu'au moins une grandeur physique sort de la plage de valeurs prédéterminée, la vitesse de la pompe et le débit d'injection de fluide sont augmentés ou diminués par l'automate jusqu'à ce que chaque grandeur physique soit de nouveau comprise dans la plage de valeurs correspondante prédéterminée.
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 référence aux dessins qui montrent :
- figure 1, une vue en coupe d'une installation de production d'hydrocarbures selon l'invention, figure 2, une courbe de l'évolution de la vitesse et du débit de diluant en fonction du temps. L'invention concerne une installation de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde à partir d'au moins un puits.
L'installation comprend un système d'injection en fond de puits de fluide d'allégement d'effluent. Ce système est adapté à rendre l'effluent moins visqueux.
L'installation comprend également une pompe d'évacuation d'effluent, adaptée à évacuer l'effluent vers la tête de puits.
L'installation comprend également une pluralité de capteurs de mesure de grandeurs physiques relatives à l'installation.
L'installation comprend également un automate adapté à optimiser le débit d'injection de fluide d'allégement et à réguler la vitesse de la pompe en fonction des grandeurs physiques et d'une valeur cible de production prédéterminée, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée.
Le maintien par l'automate des grandeurs physiques et de la vitesse de la pompe dans une plage de valeurs prédéterminée permet d'assurer un bon fonctionnement de la pompe, sans risque d'endommagement. La régulation de la vitesse de la pompe en fonction de la valeur cible de production à atteindre permet d'assurer une bonne productivité du puits. La régulation de la vitesse de la pompe en fonction des grandeurs physiques permet d'assurer une bonne productivité du puits tout en assurant un bon fonctionnement de la pompe, sans risque d'endommagement. L'injection de diluant rend l'effluent moins visqueux, ce qui permet également d'assurer une bonne productivité du puits. L'optimisation du débit d'injection de fluide d'allégement permet d'assurer une optimisation de la quantité de diluant à injecter dans l'effluent. L'optimisation du débit d'injection de fluide d'allégement en fonction des grandeurs physiques permet d'assurer une optimisation de la quantité de diluant à injecter dans l'effluent, tout en assurant une bonne productivité du puits et un bon fonctionnement de la pompe, sans risque d'endommagement. L'optimisation du débit d'injection de fluide d'allégement en fonction de la valeur cible de production à atteindre permet d'assurer une optimisation de la quantité de diluant à injecter dans l'efïluent, tout en assurant une bonne productivité du puits. Ainsi, la quantité de diluant est optimisée, un bon fonctionnement de la pompe est assuré et le puits a une bonne productivité.
L'optimisation du débit d'injection de fluide d'allégement revient à minimiser la quantité de fluide d'allégement utilisé, la quantité minimisée de fluide d'allégement étant toutefois suffisante pour permettre une optimisation de la production en évitant tout risque d'endommagement de l'installation, et en particulier de la pompe. On définit la tête du puits au niveau de la surface de la terre et le fond du puits en sous- sol, au niveau du réservoir.
La figure 1 représente une vue en coupe d'une installation de production d'hydrocarbures selon l'invention.
La figure 1 montre un seul puits. Toutefois, de préférence, la production d'hydrocarbures concerne un nombre important de puits, par exemple environ 300. Chaque puits est équipé de l'installation décrite plus bas. Un unique automate 10 gère l'ensemble des différents puits, afin d'optimiser la production des différents puits en même temps, ce qui permet de gagner du temps. En effet, les effluents produits à partir des différents puits sont compatibles même s'ils proviennent de réservoirs différents. Ils sont donc tous évacués vers la même canalisation 6 d'évacuation d'effluent. Il est nécessaire que le débit dans cette canalisation soit homogène. Pour ce faire, l'automate doit donc coordonner les actions menées sur les différents puits.
Pour la suite de la description, pour des raisons de clarté, on considérera un seul puits, sans que cela soit à comprendre comme une limitation. L'installation de production d'hydrocarbures comprend, pour chaque puits, un tubage 1 délimitant les parois du puits. Le tubage 1 débouche à une de ses extrémités à la surface de la terre. A son autre extrémité, le tubage 1 est muni d'une pluralité d'orifices 3 par lesquels l'effluent du réservoir 4 passe dans le puits.
Le tubage comprend une partie sensiblement verticale débouchant à la surface et se prolongeant à son extrémité inférieure par une partie sensiblement horizontale. Ce type de puits avec une partie horizontale est particulièrement adapté pour la production d'huile lourde. Il permet en effet un écoulement de l'effluent du réservoir vers le puits par gravité. Les orifices 3 sont de préférence répartis sur toute la longueur de la partie horizontale du puits, de façon à faciliter l'écoulement par gravité de l'effluent du réservoir vers le puits.
L'installation comprend également un tubulaire 2, sensiblement concentrique au tubage
1, mais de diamètre inférieur. Un espace annulaire 5 est alors défini entre la surface extérieure du tubulaire 2 et la surface intérieure du tubage 1. Le tubulaire 2 est adapté à évacuer les effluents d'hydrocarbures, en particulier les liquides (huile, eau, ...). L'espace annulaire 5 est adapté à évacuer une partie du gaz de l'effluent. Une grande partie du gaz présent dans l'effluent est en effet évacué via l'espace annulaire 5. Pour ce faire, l'espace annulaire 5 est relié à une canalisation 27 d'évacuation du gaz. Cette canalisation 27 d'évacuation du gaz est munie d'une vanne 28 de régulation du débit de gaz et d'un débitmètre 29 de mesure du débit de gaz évacué. La vanne 28 et le débitmètre 29 sont reliés à l'automate.
L'extrémité supérieure du tubulaire 2 est connectée à une canalisation d'évacuation 6, adaptée à évacuer les effluents vers une unité de traitement en vue d'un traitement ultérieur. La canalisation d'évacuation 6 est munie d'une vanne 7 de régulation du débit d'effluent et d'un débitmètre 8 adapté à mesurer le débit d'effluent dans la canalisation d'évacuation 6.
L'installation comprend également un système de pompage. Le système de pompage peut être composé d'une seule pompe 20 ou, de préférence, de deux pompes en série, particulièrement adaptées lorsqu'on est en présence d'un fluide multiphasique. Les pompes sont entraînées chacune par un moteur 19. Chaque pompe 20 est munie d'un variateur de vitesse 15. Le variateur de vitesse permet de réguler la vitesse de la pompe. Pour éviter tout endommagement, la vitesse de la pompe doit être comprise dans une plage de valeurs déterminée par le fabricant de la pompe.
Chaque pompe est par exemple une pompe à cavité progressive (PCP, progressive cavity pump, en anglais) ou une pompe submersible électrique (ESP, electrical submersible pump, en, anglais).
Dans la suite de la description, pour une facilité de présentation, on ne parlera que d'une pompe, sans que ce soit à comprendre comme une limitation.
La pompe 20 est reliée au moteur 19, situé en surface, par liaison filaire. Le variateur de vitesse 15 est situé en surface également ; il est relié au moteur 19. La pompe 20 est fixée au tubulaire 2. Elle en ferme l'extrémité inférieure. De cette façon, elle empêche une trop grande quantité de gaz de passer par le tubulaire.
L'installation comprend également un système d'injection de fluide d'allégement. Le fluide d'allégement est par exemple un diluant. Dans la suite de la description, on parlera, de façon non limitative, de diluant. Le diluant est par exemple un hydrocarbure de densité inférieure à celle de l'huile contenue dans le réservoir. Le mélange huile + diluant a alors une viscosité inférieure à celle de l'huile seule. L'écoulement du mélange est alors facilité.
Le système d'injection de diluant comprend un réservoir de diluant (non représenté), ainsi qu'une pompe (non représentée) permettant d'injecter le diluant dans le puits.
Le système d'injection de diluant comprend une canalisation d'amenée 9 adaptée à acheminer l'additif ou diluant depuis le réservoir d'additif ou diluant jusqu'au puits. La canalisation d'amenée 9 se poursuit par un drain 11 qui va jusqu'à l'extrémité du puits. Le drain 11 est muni d'une vanne 13 de régulation du débit de diluant dans le drain 11 et d'un débitmètre 14 adapté à mesurer le débit de diluant dans le drain 11.
Le drain 11 est adapté à injecter du diluant en fond de puits. Le drain 1 1 comporte alors à son extrémité inférieure opposée au réservoir de diluant une pluralité d'orifices 17. Ces orifices 17 peuvent être situés soit à l'aspiration 18 de la pompe, soit à l'extrémité horizontale du tubage 1 , comme représenté sur la figure 1. L'installation comprend en outre un automate 10 adapté à contrôler l'installation. Afin d'assurer une bonne productivité du puits, et de préférence la productivité maximale, on se fixe une valeur cible de production à atteindre. Cette valeur cible de production est par exemple : une valeur de débit de l'effluent en tête de puits, - une valeur de pression de l'effluent à l'aspiration de la pompe, un niveau de submergence de la pompe, une valeur prédéterminée de vitesse de rotation de la pompe.
L'automate 10 régule alors la vitesse de la pompe 20 en agissant sur le variateur 15 de façon à ce que la vitesse de la pompe permette d'atteindre la valeur cible choisie tout en évitant tout endommagement de la pompe. En parallèle, l'automate 10 agit sur la vanne 13 de régulation du débit de diluant de façon à optimiser la quantité de diluant à injecter dans le puits. L'injection de diluant abaisse la valeur de couple sur les tiges de transmission du mouvement de rotation depuis le moteur électrique en surface jusqu'à la pompe située en fond de puits. L'injection de diluant participe donc également à atteindre la valeur cible choisie. Ces deux actions parallèles de l'automate 10 (régulation de la vitesse et optimisation de la quantité de diluant à injecter) sont liées l'une à l'autre et sont donc réalisées en même temps et en temps réel. Ces opérations sont réalisées en fonction des conditions opératoires de l'installation. Les conditions opératoires de l'installation sont caractérisées par des grandeurs physiques, telles que la pression et la température en différents points de l'installation, ou encore les vibrations au niveau de la pompe. Ces différentes grandeurs physiques sont mesurées par un ensemble de capteurs 21-26, 30 et sont suivies en temps réel par l'automate 10. Les mesures des grandeurs physiques sont transmises par les capteurs à l'automate 10, qui calcule alors un certain nombre de valeurs physico-chimiques à partir de ces grandeurs physiques. Parmi les valeurs physico-chimiques calculée par l'automate, on peut citer le débit de l'effluent en différents points de l'installation, la hauteur de submergence de la pompe, la densité moyenne de l'effluent dans le tubage, ou encore le moment de torsion des tiges de transmission.
Les capteurs, les grandeurs physiques mesurées et les valeurs physico-chimiques calculées seront détaillés plus loin.
L'automate 10 est paramétré de façon à garantir des conditions opératoires dans lesquelles le système fonctionne sans risque d'endommagement de la pompe, tout en garantissant pour le puits une productivité satisfaisante. Pour cela, les différentes grandeurs physiques mesurées ou les différentes valeurs physico-chimiques calculées doivent chacune toujours se trouver dans une plage de valeurs prédéterminée. Chaque grandeur physique mesurée et chaque valeur physico-chimique calculée est maintenue par l'automate 10 dans une plage de valeurs prédéterminée. Pour ce faire, l'automate agit sur la vitesse de la pompe et le débit d'injection de fluide.
Si au moins un des capteurs mesure une grandeur physique qui n'est pas dans une plage de valeurs prédéterminée ou si l'automate calcule une valeur physico-chimique qui n'est pas dans une plage de valeurs prédéterminée, le système ne se trouve pas dans des conditions opératoires satisfaisantes. L'automate va alors agir sur le variateur de vitesse 15 de façon à modifier la vitesse de la pompe et sur la vanne de débit de diluant 13 de façon à modifier le débit de diluant pour que la grandeur physique mesurée ou la valeur physico-chimique calculée soit de nouveau dans la plage de valeur prédéterminée, afin que les conditions opératoires soient de nouveau satisfaisantes.
Par ailleurs, avant même qu'une grandeur physique sorte de la plage prédéterminée, si l'automate détecte qu'elle s'approche d'une borne de ladite plage, l'automate va réguler la vitesse de la pompe et le débit de diluant de façon à ce que la grandeur physique s'écarte de la borne. Cela permet d'anticiper d'éventuels dysfonctionnements. L'automate 10 ajuste donc en permanence, et en même temps, en fonction des conditions opératoires, la vitesse de rotation de la pompe et le débit d'injection de diluant en veillant à respecter les plages de fonctionnement de l'installation, à savoir les plages de valeurs prédéterminées autorisées pour les différentes grandeurs physiques, ainsi que la plage de valeurs autorisée pour la vitesse de la pompe par le fabricant, comme mentionné plus haut.
L'optimisation de la production est réalisée grâce à l'automate qui, à la fois, c'est-à-dire en même temps, régule la vitesse de la pompe et optimise le débit d'injection de diluant, et cela en temps réel et en fonction des grandeurs physiques et d'une valeur cible de production, tout en maintenant la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques chacune dans une plage de valeurs prédéterminée.
L'automate 10 est également paramétré de façon à minimiser le débit d'injection de diluant. Le débit d'injection de diluant Qdiiuant est asservi à différents paramètres.
De préférence, le débit d'injection de diluant Qdiiuant est asservi à la vitesse de rotation de la pompe, selon la formule suivante : Qdiiuant = k*(vitesse de la pompe) où k est une constante spécifique à chaque puits, définie par exemple par l'ingénieur réservoir ; ainsi, le débit d'injection de diluant est directement lié à la vitesse de rotation de la pompe. L'automate peut ainsi facilement réguler la vitesse de la pompe et optimiser le débit d'injection de diluant en même temps. En variante, le débit d'injection de diluant Qdiiuant est asservi à la densité moyenne de l'effluent dans le tubage 1, selon la formule suivante :
Figure imgf000011_0001
où k' est une constante spécifique à chaque puits, définie par exemple par l'ingénieur réservoir, et où API est l'indice de gravité de l'effluent.
L'indice de gravité API est une échelle de valeurs arbitraire proposée par l'American
Petroleum Institute (API) et le National Institute of Standards and Technology (NIST), utilisée pour mesurer la densité du pétrole brut. La mesure se fait en degrés API (0API). Plus un brut est léger (plus sa densité est faible), plus son indice de gravité API est élevé. Dans le cas des bruts concernés par cette installation (huiles lourdes), l'indice de gravité API est typiquement compris entre 4 et 17. La formule pour déterminer TAPI est la suivante :
API = (141,5*103 - 131,5)/ MV où MV est la masse volumique de l'effluent. La masse volumique MV de l'effluent est calculée de la façon suivante :
MV = ((BHPd -THP)* 105) / 9,81 *H2 où BHPd est la pression de refoulement de la pompe, mesurée par le capteur 25, où THP est la pression en tête de puits mesurée par le capteur 21, et où H2 est la hauteur entre les capteurs 21 et 25.
Les capteurs 21 et 25 sont détaillés plus loin dans la description. Ils mesurent respectivement la pression en tête de puits et la pression de refoulement de la pompe De préférence, le débit d'injection de diluant est asservi à la vitesse de la pompe. L'asservissement du débit d'injection de diluant à l'indice de gravité API est une variante. Dans cette variante, l'installation autorise un calcul en temps réel par l'automate de l'indice de gravité API. L'installation comporte une instrumentation particulière adaptée à ce calcul, notamment la présence des capteurs de pression 21 et 25.
Les capteurs 21- 26, 30, qui mesurent chacun une grandeur physique surveillée par l'automate 10, sont reliés à ce dernier de préférence par liaison filaire. L'installation comprend un premier capteur de pression 21, situé en tête de puits, par exemple à l'entrée de la canalisation d'évacuation d'effluent 6. Le capteur de pression 21 permet de mesurer la pression en tête de puits, qui est une première grandeur physique participant aux conditions opératoires. Une valeur limite de pression en tête de puits est préprogrammée dans l'automate, par exemple 25 bars. Pour que le système se trouve dans des conditions opératoires satisfaisantes, la pression en tête de puits doit être inférieure à cette valeur limite. Si la grandeur physique mesurée par le capteur 21 et transmise à l'automate 10 est proche de ou supérieure à la valeur préprogrammée, l'automate diminuera la vitesse de la pompe et réduira le débit d'injection de diluant.
L'installation comprend un deuxième capteur de pression 25, situé en fond de puits, au niveau de la sortie de la pompe. Le deuxième capteur de pression 25 permet de mesurer la pression de refoulement de la pompe, qui est une deuxième grandeur physique participant aux conditions opératoires. Comme mentionné plus haut, la mesure de la pression de refoulement de la pompe, associée à la mesure de la pression en tête de puits, permet à l'automate de calculer l'indice de gravité API de l'effluent. Cela est utile en particulier lorsque le débit d'injection de diluant est asservi à l'indice de gravité de l'effluent.
L'installation comprend également un premier capteur de température 22, situé en tête de puits, par exemple à l'entrée de la canalisation d'évacuation 6. Le capteur de température 22 donne une valeur de température en tête de puits, qui est une troisième grandeur physique participant aux conditions opératoires. Cette valeur de température est reliée de façon homothétique au débit en tête de puits. Le débit maximal est préprogrammé dans l'automate par l'ingénieur réservoir, en fonction de quotas fixés pour le puits. Si le débit en tête de puits est proche de ou supérieur à la valeur préprogrammée, l'automate diminuera la vitesse de la pompe et réduira éventuellement le débit d'injection de diluant.
L'installation comprend également un deuxième capteur de température 24, situé en fond de puits, par exemple à proximité de l'aspiration de la pompe 20. Ce capteur de température 24 permet de mesurer la température en fond de puits, qui est une quatrième grandeur physique participant aux conditions opératoires. Une augmentation de cette grandeur physique au-delà des valeurs mesurées dans les conditions opératoires normales signale un disfonctionnement de l'installation. En effet, au cas où un trou se formerait dans le tubulaire 2, de l'effluent présent dans le tubulaire passerait dans l'espace annulaire 5 par le trou. Ledit effluent ayant été chauffé par son passage par la pompe 20, la température de l'effluent à proximité de l'aspiration de la pompe est alors plus élevée que la normale une fois l'effluent venant du tubulaire mêlé à l'effluent en fond de puits. Ainsi, la température de l'effluent à proximité de l'aspiration de la pompe, mesurée par le capteur 24, doit être sensiblement constante lors du fonctionnement de l'installation. Si la température à proximité de l'aspiration de la pompe est proche de la valeur préprogrammée, l'automate diminuera la vitesse de la pompe et réduira éventuellement le débit d'injection de diluant. Une variation d'environ 2°C par rapport aux valeurs habituellement enregistrées signale un disfonctionnement, et l'automate diminuera progressivement la vitesse de la pompe et éventuellement le débit d'injection de diluant jusqu'à l'arrêt de l'installation. L'automate signale de plus à l'exploitant un percement du tubulaire.
L'installation comprend un troisième capteur de pression 23, également situé en fond de puits, qui mesure la pression à l'aspiration de la pompe 20, et un quatrième capteur de pression 30, situé à la sortie du tubage 1, dans l'espace annulaire 5, qui mesure la pression du gaz dans l'annulaire 5 à la tête du puits. Les grandeurs physiques mesurées par les capteurs 23 et 30 sont transmises à l'automate 10, qui calcule la hauteur de l'efïluent situé au dessus de la pompe. En effet, une cinquième grandeur physique participant aux conditions opératoires est la hauteur de submergence. Pour un fonctionnement correct de l'installation, la pompe doit toujours être immergée, et une valeur minimale de hauteur de submergence est préprogrammée dans l'automate par l'ingénieur réservoir. Le calcul de la hauteur de submergence de la pompe fait également intervenir l'indice de gravité API de l'effluent (calculée à partir des mesures réalisées par les capteurs 21 et 25) et la température en fond de puits (mesurée par le capteur 24). Si l'une ou l'autre de ces mesures n'est pas disponible, l'automate peut utiliser des valeurs par défaut pour le calcul de la hauteur de submergence de la pompe. Ces valeurs par défaut sont préalablement fournies par l'ingénieur réservoir.
Si la hauteur de submergence calculée par l'automate est proche de ou inférieure à la valeur préprogrammée, l'automate réduira la vitesse de la pompe et éventuellement le débit d'injection de diluant. Si la hauteur de submergence calculée par l'automate est proche de ou supérieure à la valeur préprogrammée, l'automate optimisera la vitesse de la pompe et éventuellement le débit d'injection de diluant.
L'installation comprend également, de façon optionnelle, un capteur de vibrations 26, situé au refoulement de la pompe. Le capteur de vibrations 26 permet de mesurer l'ensemble des vibrations de l'effluent selon trois axes orthogonaux entre eux, qui est une sixième grandeur physique participant aux conditions opératoires. Les vibrations de l'effluent doivent être inférieures à une valeur limite prédéterminée pour éviter des disfonctionnements. Par exemple, une teneur en gaz élevée à l'aspiration ou un problème mécanique va entraîner des vibrations supérieures à celles mesurées dans des conditions opératoires normales. Si ces vibrations sont proches de ou supérieures à la valeur préprogrammée, l'automate diminuera la vitesse de la pompe et éventuellement le débit d'injection de diluant.
Comme on l'a vu plus haut, l'installation comprend, de façon optionnelle, un quatrième capteur de pression 30, situé dans l'espace annulaire 5. Le quatrième capteur de pression 30 mesure Ia pression dans l'espace annulaire, qui est une septième grandeur physique participant aux conditions opératoires. La pression dans l'espace annulaire ne doit pas dépasser une certaine valeur prédéterminée, sinon le gaz contenu dans l'effluent passe à l'aspiration de la pompe et entraîne la casse de cette dernière. Si la pression dans l'espace annulaire est proche de ou supérieure à une valeur préprogrammée par l'ingénieur réservoir, l'automate diminuera la vitesse de la pompe et éventuellement le débit d'injection de diluant. Tous ces capteurs 21-26, 30, dont les données sont surveillées par l'automate 10, permettent à la pompe d'avoir une durée de vie la plus longue possible. Les valeurs limites prédéterminées sont fixées par l'utilisateur de l'installation en fonction des caractéristiques du puits. Le procédé de production d'hydrocarbures va à présent être décrit. La figure 2 représente une courbe de l'évolution de la vitesse et du débit de diluant en fonction du temps.
Comme représenté sur la figure 2, le procédé de production d'hydrocarbures comprend au moins deux phases : une première phase 50, qui correspond à la mise en débit du puits, et une deuxième phase 55, qui correspond au régime établi. La première phase 50 commence par une étape 51 de préparation du puits. Pendant cette étape, l'automate 10 ouvre la vanne 13 de façon à injecter du fluide d'allégement au fond du puits. Parallèlement, l'automate 10 ouvre la vanne de régulation 7 du débit d'effluent et la vanne de régulation 28 du débit de gaz. Ainsi, l'effluent est prêt à être produit et l'espace annulaire commence à être ventilé.
La première phase 50 comprend ensuite une étape 56, pendant laquelle l'injection de diluant est maximale. Le débit de diluant est égal à un débit de démarrage prédéterminé.
La première phase 50 se poursuit par une étape 52. Après une temporisation lancée à l'étape 51, l'automate 10 démarre le moteur de la pompe. Pour cette étape, la vitesse est fixée à une première valeur, par exemple 50 rpm, de façon à ce que la pompe effectue une première accélération. En effet, il est préférable de réaliser le remplissage du tubulaire à faible vitesse.
La première phase 50 se poursuit par une étape 53 : lorsque la vitesse de la pompe a atteint la première valeur, elle se stabilise à cette vitesse durant une temporisation qui correspond au temps nécessaire pour que le volume de diluant injecté soit égal à 2 fois le volume de la partie horizontale du drain.
La première phase 50 se poursuit par une étape 54 : une fois que la vitesse est stabilisée et que le volume de diluant injecté a atteint la volume souhaité, la pompe effectue une deuxième accélération jusqu'à ce que la valeur cible soit atteinte. Cette valeur cible peut être, comme mentionné plus haut, une valeur de débit d'effluent en tête de puits, une valeur de pression de l'effluent à l'aspiration de la pompe, un niveau de submergence de la pompe ou encore une valeur de vitesse de rotation de la pompe prédéterminée. Cette valeur cible est choisie par l'ingénieur réservoir dans une étape préalable à la première phase 50 du procédé.
La première phase 50 se poursuit par une étape 57 de réduction de l'injection de diluant. Cette étape commence lorsque le volume de diluant injecté depuis l'étape 51 est égal à 3 fois le volume de la partie horizontale du drain. L'automate calcule alors, selon le type d'asservissement choisi (par exemple asservissement à la vitesse de rotation de la pompe ou à l'indice de gravité API), une valeur cible de débit de diluant à injecter. L'automate va alors agir sur la vanne 13 de régulation du débit de diluant pour réduire le débit d'injection de diluant de façon à se rapprocher de la valeur cible. Pendant toute la première phase 50, et en particulier pendant cette étape 57, les conditions opératoires doivent être normales, c'est-à- dire que la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques doivent être chacune comprise dans une plage de valeurs prédéterminée. Sinon, l'automate répond comme cela a été vu plus haut. Ainsi, l'automate maintient la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques chacune dans une plage de valeurs prédéterminée.
Le procédé se poursuit par la deuxième phase 55, qui correspond au régime de production continu et stable. La vitesse est asservie sur la production cible choisie (débit de l'efïluent en tête de puits, pression de l'efïluent à l'aspiration de la pompe ou niveau de submergence de la pompe) tout en respectant les limitations. Le débit de diluent injecté est asservi soit à la vitesse de rotation de la pompe soit à l'indice de gravité API calculé en temps réel à partir des mesures réalisées par les capteurs de pression, comme cela a été vu plus haut. Les conditions opératoires doivent être normales, c'est-à-dire que la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques doivent être chacune comprise dans une plage de valeurs prédéterminée. Ainsi, l'automate 10 contrôle en temps réel l'installation en régulant la vitesse de la pompe et en optimisant, c'est-à-dire en minimisant, la quantité de diluant injectée en fonction des grandeurs physiques, et cela en même temps, de façon à ce que la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques soient chacune comprises, et maintenues par l'automate, dans une plage de valeurs prédéterminée. Pendant la phase 55, lorsqu'au moins une grandeur physique sort de la plage de valeurs prédéterminée, la vitesse de la pompe et le débit d'injection de fluide sont augmentés ou diminués par l'automate 10 jusqu'à ce que chaque grandeur physique soit de nouveau comprise dans la plage de valeurs correspondante prédéterminée. Cela permet de maintenir la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques chacune dans une plage de valeurs prédéterminée.
Ainsi, l'invention permet d'assurer un bon fonctionnement de la pompe et une bonne productivité du puits, tout en assurant une consommation minimum de fluide d'allégement.
L'automate 10 est également connecté à la vanne 28 de régulation du débit de gaz et au débitmètre 29 disposés dans la canalisation d'évacuation du gaz 27. Lorsque la pression mesurée par le capteur 30 dans l'espace annulaire 5 dépasse une valeur limite prédéterminée, l'automate 10 peut augmenter le débit du gaz évacué pour faire diminuer la pression dans l'espace annulaire 5. Bien entendu, la présente invention n'est pas limitée aux modes de réalisation décrits à titre d'exemple ; ainsi, un additif supplémentaire type anti-mousse ou anti-dépôt peut également être injecté dans le puits par un autre système d'injection.

Claims

REVENDICATIONS
1. Installation de production d'efïluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde à partir d'au moins un puits, l'installation comprenant : - un système (9, 11-16) d'injection en fond de puits de fluide d'allégement d'effluent,
- une pompe (20) d'évacuation d'effluent,
- une pluralité de capteurs (21-26, 30) de mesure de grandeurs physiques relatives à l'installation,
- un automate (10) adapté à optimiser le débit d'injection de fluide d'allégement et à réguler la vitesse de la pompe (20) en fonction des grandeurs physiques et d'une valeur cible de production prédéterminée, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée.
2. Installation de production d'hydrocarbures selon la revendication 1, dans laquelle le débit d'injection de diluant est proportionnel à la vitesse de la pompe.
3. Installation de production d'hydrocarbures selon la revendication 1, dans laquelle le débit d'injection de diluant est proportionnel à l'indice de gravité de l'effluent.
4. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 3, dans laquelle un des capteurs est un premier capteur de pression (21) adapté à être situé en tête de puits et un autre capteur est un deuxième capteur de pression (25) adapté à être situé au refoulement de la pompe, l'automate (10) étant adapté à calculer l'indice de gravité de l'effluent en fonction des données fournies par lesdits premier et deuxième capteurs de pression (21, 25).
5. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 4, dans laquelle un des capteurs est un premier capteur de température (22) adapté à être situé en tête de puits, l'automate (10) étant adapté à surveiller le débit d'effluent en tête de puits en fonction des données fournies par ledit premier capteur de température (22).
6. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 5, dans laquelle un des capteurs est un deuxième capteur de température (24) adapté à être situé à l'aspiration de la pompe (20), l'automate (10) étant adapté à surveiller l'apparition d'un trou dans un tubulaire (2) d'évacuation de l'effluent depuis la pompe en fonction des données fournies par ledit deuxième capteur de température (24).
7. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 6, dans laquelle un des capteurs est un capteur de vibrations (26) adapté à être situé au refoulement de la pompe (20), l'automate (10) étant adapté à surveiller l'apparition de vibrations excessives de la pompe en fonction des données fournies par ledit capteur de vibrations (26).
8. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 7, dans laquelle deux des capteurs sont des troisième et quatrième capteurs de pression (23, 30) adaptés à être situés respectivement à l'aspiration de la pompe et à la sortie d'un tubage (1) dans un espace annulaire (5), l'automate (10) étant adapté à calculer la hauteur de submergence de la pompe (20) en fonction des données fournies par lesdits troisième et quatrième capteur de pression (23, 30).
9. Installation de production d'hydrocarbures selon la revendication 8, dans laquelle l'automate (10) est adapté à optimiser la hauteur d'effluent au-dessus de la pompe (20) en régulant la ventilation d'un espace annulaire (5) comprenant du gaz.
10. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 9, dans laquelle un des capteurs est un quatrième capteur de pression (30) adapté à être situé dans un espace annulaire (5), l'automate (10) étant adapté à surveiller le passage de gaz par la pompe en fonction des données fournies par ledit quatrième capteur de pression (30).
11. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 10, dans laquelle le fluide d'allégement est un diluant.
12. Procédé de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde dans une installation selon l'une des revendications 1 à 11 , le procédé comprenant la phase suivante : - une phase (55) de régime de production stable et continu, mise en œuvre par l'automate (10), la phase (55) de régime de production stable et continu comprenant l'optimisation du débit d'injection de fluide d'allégement et la régulation de la vitesse de la pompe (20) en fonction des grandeurs physiques et de la valeur cible, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée.
13. Procédé de production selon la revendication 12, comprenant en outre, avant la phase (55) de régime de production stable et continu, une phase (50) de mise en débit d'un puits, la phase (50) de mise en débit du puits comprenant les étapes suivantes :
- une étape (51) d'injection en fond du puits par l'automate (10) de fluide d'allégement d'effluent,
- une étape (52) de mise en route par l'automate (10) d'une pompe (20) d'évacuation d'effluent, - une étape (53) de stabilisation de la vitesse à une première valeur pendant une durée déterminée,
- une étape (54) d'augmentation de la vitesse de la pompe par l'automate (10) jusqu'à ce qu'une valeur cible soit atteinte,
- une étape (57) de diminution de l'injection de fluide d'allégement - avec une surveillance par l'automate (10) des grandeurs physiques grâce à la pluralité de capteurs (21-26, 30) pendant la phase (50) de mise en débit du puits.
14. Procédé de production selon la revendication 12 ou 13, dans lequel une étape de minimisation du débit d'injection de fluide d'allégement et de régulation de la vitesse de la pompe comprend l'étape suivante : - lorsqu'au moins une grandeur physique sort de la plage de valeurs prédéterminée, la vitesse de la pompe et le débit d'injection de fluide sont augmentés ou diminués par l'automate (10) jusqu'à ce que chaque grandeur physique soit de nouveau comprise dans la plage de valeurs correspondante prédéterminée.
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