WO2015079147A2 - Méthode d'évacuation de liquides accumules dans un puits. - Google Patents

Méthode d'évacuation de liquides accumules dans un puits. Download PDF

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WO2015079147A2
WO2015079147A2 PCT/FR2014/052995 FR2014052995W WO2015079147A2 WO 2015079147 A2 WO2015079147 A2 WO 2015079147A2 FR 2014052995 W FR2014052995 W FR 2014052995W WO 2015079147 A2 WO2015079147 A2 WO 2015079147A2
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collector
well
pressure
fluid
manifold
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WO2015079147A3 (fr
Inventor
Jean-François Leon
Adeline GARNIER
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/122—Gas lift

Definitions

  • the present invention relates to the field of extraction of liquids present in a wellbore.
  • the present invention applies in particular to the extraction of liquids in boreholes for the production of gas, oil or oil from unconventional resources or from wells at the end of life .
  • Unconventional resources are resources whose exploitation requires a higher level of technology or investment than the average.
  • the three largest types of unconventional gas resources are compact sands ("tight sands"), coal bed methane and shale gas.
  • the gas lift method can be deployed in a large number of situations (eg with a flow rate of 4,800 m 3 / day or with a drilling depth of 4,600 m).
  • the methods using pumps ESP for "Electric Submersible Pump” in English: these ESP pumps are positioned at the bottom of the well, within the liquid to be pumped. They create a depression in the well and a suction effect. These pumps require heavy equipment to implement and expensive, and must be supplied with electrical energy from the surface.
  • the possible flows can be varied (eg from about ten cubic meters per day to about ten thousand cubic meters per day).
  • beam pump pumps are surface pumps that lift the fluids in a barrel from the bottom of the well. Limited to low flow wells (5 to 40 liters at each movement), and can be blocked by the phenomenon of gas lock (if gas enters the system, little or no liquid can be raised because the gas is compressible, unlike liquid). Energy is required at the surface to operate the pump. In addition, these pumps have operating difficulties in inclined or horizontal wells.
  • the present invention improves the situation.
  • the present invention provides an improved method of discharging fluid (s) liquid (s) in an extraction well (gas, for example).
  • the present invention thus aims at a method for evacuating liquid fluid present in an extraction well, the extraction well having a liquid fluid accumulation zone, a manifold being positioned in said accumulation zone.
  • the method comprises: a / filling the collector, said filling comprising:
  • Steps a / to cl are executed at least twice.
  • the extraction pit is, for example, a gas extraction well (methane, etc.).
  • the liquid fluid can be water, oil, oil, etc. (or a mixture of these).
  • the accumulation zone is an area in which the accumulation of liquid is favored: this zone is often an area having a local or global minimum with respect to the drilling height of the well.
  • a collector may be for example a large cylindrical tank for the recovery of liquids or gases.
  • this manifold is able to withstand operating mode pressures as described below.
  • the first gaseous fluid is, for example, a chemically neutral gas (i.e. not interacting with the chemical compounds present in the collector).
  • This first gaseous fluid may also be the gaseous fluid normally extracted from the extraction well.
  • the pressure in the collector during phase b / is able to make up the fluid liquid up to the surface or to a second collector / tank located at an intermediate height or up to an equipment located at an intermediate height for example artificial upward lift of the liquid fluid ("artificial lift" in English).
  • Well pressure is the maximum pressure reached within the well and near the collector (ie at a distance for which the pressure does not change significantly) when the production of that well is stopped.
  • the pressurized gas injection phase can last only the time necessary to evacuate the liquids from the collector: the energy consumption (for example due to the use of a compressor at the surface) is therefore limited.
  • the system can be controlled from the surface: the surface valve controlling the opening / closing of the well can be subject to the gas flow rate found on the surface: the decrease in the production rate makes it possible to observe indirectly that the well is filled with liquids.
  • the production valve can then close to begin a pumping cycle.
  • Fluids gaseous or liquid
  • Fluids can be considered to be in thermal equilibrium with their surrounding environment.
  • the elastic expansion of the tube subjected to the injection of high pressure gas can be considered negligible.
  • This method can be used for horizontal wells in tanks depleted gas schistous type or sandstone of very low permeability ("tight gas" in English). This process generates low costs of implementation and operation. In addition, this method does not require rethinking well drilling.
  • the transfer of said liquid fluid from step a / can be achieved by opening a first manifold valve.
  • the first valve may be immersed.
  • the valve may be at a low point of the manifold.
  • the initialization of the process is carried out by simply closing the well.
  • This initialization is very simple.
  • a simple compressor may be required on the surface, compressor only operating on certain parts of the described cycle (cycle can have a very low frequency, eg a few times a day only).
  • no other energy is required for the operation of the process.
  • this same compressor can be shared, if necessary, between several wells equipped with the same process, if the injection phases do not overlap temporally.
  • the first manifold valve may be a non-return valve opening when the pressure within the well is greater than the pressure within the manifold.
  • this first valve can be sensitive to pressure differentials.
  • this valve can be autonomous and no control of the surface is then necessary.
  • the pressure within the well is the pressure found near the first valve and out of the manifold.
  • Step a / may further comprise a transfer of a second gaseous fluid present in the collector out of the well. Indeed, this transfer of gaseous fluid avoids a compression thereof that could fight against the transfer of liquid fluid into the collector.
  • This transfer of gaseous fluid may be free (i.e., the gaseous fluid is simply expelled by the liquid fluid) or aided (i.e. a compressor creates a vacuum in the manifold).
  • the transfer of the second gaseous fluid may be equivalent in volume to said transfer of the liquid fluid.
  • the injection of the first gaseous fluid can be carried out by means of an injection line from a zone outside the well.
  • This injection makes it possible to have a reliable and inexpensive means for injecting fluid into the collector.
  • the injection of the first gaseous fluid can be carried out by means of a compressor.
  • This compressor can be installed on the surface.
  • the first gaseous fluid can be diffused in a lower zone of the collector through the liquid fluid present in the collector.
  • the quantity of dissolved gas can help all the liquids to go up to the surface in the recovery phase.
  • the practical consequence is that the injection pressure of the gas can be reduced and the energy requirements also. This aspect can make it possible to extend the applications to deep wells.
  • the transfer of said liquid fluid from step b1 can be achieved by opening a second valve of the collector.
  • the second valve can also be placed at a low point of the manifold to facilitate this evacuation.
  • This second valve can also be a non-return valve opening when the pressure in the collector is greater than the pressure within the evacuation line.
  • Step b1 can be executed if the preceding step executed is step a / and if a pressure within said collector decreases by more than a first predetermined distance Ad2.
  • the pressure within the manifold can be measured. This pressure can also be calculated from another measured pressure (such as, for example, a pressure in the injection line of the first gaseous fluid mentioned above). Indeed, these pressures are linked by fluid dynamics or fluid relations and the pressure within the manifold can be extrapolated. In particular, the variations of this pressure can be found in the variations of the surface pressure in the injection line of the first gaseous fluid (eg a strong variation of this latter pressure is related to a strong variation of the pressure within collector).
  • the first gap Ad2 can be set by an operator. If the value of the pressure inside the manifold decreases more than Ad2 by its maximum value during phase a /, it may mean that the manifold has finished filling up.
  • control value Ad2 it is possible to modify the control value Ad2 according to the evolution of the production of the well.
  • the step c1 can be executed if the preceding step executed is step b1 and if a pressure within said collector decreases below a second predetermined distance Ad1.
  • the second Adi deviation can be set by an operator. If the value of the pressure inside the collector decreases more than Adi by its maximum value during the bl phase, it may mean that the collector has finished emptying.
  • Adi control value it is possible to modify the Adi control value according to the evolution of the production of the well.
  • the life of the well eg reduction in the production rate of the well
  • Step a / may be performed if the preceding step executed is step c1 and if a pressure within said collector is less than a predetermined pressure Pi.
  • Pi may advantageously be less than the well pressure defined above.
  • step a it is also possible to perform step a / if the preceding step executed is step c1 and if the production rate of the well is below a certain limit.
  • the present invention also aims at a computer program for controlling a liquid fluid evacuation infrastructure present in an extraction well, the extraction well comprising a liquid fluid accumulation zone, a collector being positioned. in said accumulation zone.
  • the computer program product includes instructions for controlling, when this program is executed by a processor: a / a filling of the collector, said filling comprising:
  • This program can use any programming language (for example, an object language or other), and be in the form of an interpretable source code, a partially compiled code or a fully compiled code.
  • FIGS. 2a to 2c illustrate a manifold of the "gas pump” type disposed in an accumulation zone of a well in one embodiment according to the invention and during different phases of operation;
  • FIG. 3 illustrates graphs representative of the production of the gas and of the pressure in the collector as a function of time and during different operating phases of this collector;
  • FIG. 4 shows a control device for controlling evacuation facilities as described above.
  • Figure 1 illustrates possible trajectories for wellbores.
  • the ordinate represents the drilling depth (in meters) and the abscissa represents a substantially horizontal spatial dimension.
  • this graph 100 represents a vertical section of wellbore. In this graph 100, it is possible to distinguish two curves 101 and 102 each representing a given well configuration.
  • Curve 101 represents an oblique well tending to be horizontal at its low end. Thus, if infiltrations of water (or more generally liquid fluids such as petroleum) are present in this well, this water has a propensity to accumulate in the zone 104, the latter being the lowest zone of the well .
  • the curve 102 represents an oblique well having a "chaotic" trajectory and thus having several local minima (like the zone 103 and 105).
  • Zone 103 is the overall minimum of the well.
  • These zones 103 and 105 are zones of accumulation of liquid fluids because these tend to accumulate in the zones of the well having a minimum (global or local) depth.
  • FIG. 2a illustrates a manifold of the "gas pump” type disposed in an accumulation zone of a well in an embodiment according to the invention during a "collector filling" phase.
  • a manifold 201 (or “gas pump") is disposed horizontally in a wellbore 200 and in a liquid fluid accumulation zone as previously described in connection with FIG. 1.
  • the well 200 is partially filled with liquid fluids 214.
  • the extraction well is closed (i.e. the valve controlling the surface gas production is closed).
  • the pressure inside the well increases progressively up to a well pressure (ie maximum well pressure when the production is stopped ).
  • This closure does not necessarily imply that all lines leaving the well are closed. Indeed, some "technical” lines (eg to control some hydraulic equipment, or to operate the manifold as explained below for lines 203 and 202) may not be closed.
  • the valve 205 can open on command (ie from the surface, on command of an operator) or automatically if the pressure difference between the outside of the manifold 201 and the inside of the manifold 201 exceeds a determined pressure threshold.
  • this valve 205 may be a non-return valve.
  • the operator When finalizing the filling of the collector, the operator is able to detect a pressure variation equal to Ad2 (see Figure 3) at the output of the line 203. Then, it is possible to connect a compressor on the line 203 to pressurize the collector (next phase, see below). The pressure increase in the manifold closes the valve 205. Depending on the size of the manifold, this filling can last between 15 to 30 minutes.
  • FIG. 2b illustrates a manifold of the "gas pump” type disposed in an accumulation zone of a well in an embodiment according to the invention during a "pressurization of the collector” phase.
  • the well can be opened on the surface: the gas is produced again.
  • a compressed gas is then sent (arrow 209) from the surface via line 203 into the manifold 201.
  • This compressed gas can be introduced into the manifold by the valve 208 which would then be open. It may also be advantageous to introduce this compressed gas into a lower zone of the collector through the liquid fluid present in the collector by means of a diffuser 215. This introduction may consist of the diffusion of the gaseous fluid into small bubbles 210 through the fluids liquid, these bubbles having a large interface surface with liquid fluids, thus promoting their dissolution.
  • a check valve (not shown in Figure 2b) can be added between the bifurcation of the line 203 and the diffuser / bubbler 215.
  • the compressed gas injected into the collector may for example be of the same type as the gas produced by the well or nitrogen or another gas that does not react with the gas or the liquids produced by the well. Indeed, it can be useful to limit the chemical reactions between the injected gas and the gaseous or liquid fluids produced by the well in order to avoid the generation of toxic or undesirable compounds (such as solid deposits, viscous emulsions, etc.).
  • This diffusion can "lighten” the liquid fluids and thus reduce the hydrostatic pressure.
  • This diffusion can be particularly interesting to reduce the energy required to bring up these liquid fluids to the surface during their evacuation (phase c /), thanks in particular to the phenomenon of "degassing" of the dissolved gases during the decrease in pressure ( during the rise of fluids, the pressure within these fluids decreases).
  • the introduction of the compressed gas into the manifold 201 makes it possible to fill the upper zone 216 of the gas manifold and thus increase the pressure PC in this zone.
  • the valve 204 can be opened (either manually or by pressure difference) in order to circulate (arrow 21 1) the liquid fluids 213 from inside the manifold 201 to the surface via the line 202.
  • FIG. 2c illustrates a manifold of the "gas pump” type disposed in an accumulation zone of a well in an embodiment according to the invention during a "depressurization of the collector” phase.
  • the collector is pressurized due to the injection of compressed gas.
  • the valve 208 can be opened either manually (at the operator's command from the surface) or by creating a vacuum in line 203 in the case of an anti-reflux valve 208. This opening allows the collector to evacuate the gaseous fluid causing the overpressure and thus depressurize the collector to prepare it to perform the so-called phase of "filling the collector” (see above).
  • Figure 3 illustrates representative graphs of gas production and pressure in the collector as a function of time and during different phases of operation of this collector.
  • Curve 301 is the curve corresponding to the flow of gaseous fluid produced by the well and measured at the surface.
  • the ordinate for the graph corresponding to curve 301 is a rate expressed in m 3 / day.
  • Curve 302 is the curve corresponding to the pressure measured or calculated in the manifold 201.
  • the ordinate for the graph corresponding to curve 302 is a pressure expressed in Pascal.
  • the period of time corresponding to the letter "a /" is a period of time during which the collector operates according to the so-called "collector filling" phase described above.
  • the period of time corresponding to the letter "bl” is a period of time during which the collector operates according to the so-called “pressurization of the collector” phase described above.
  • the period of time corresponding to the letter “cl” is a period of time during which the collector operates according to the so-called “depressurization of the collector” phase described above.
  • phase a / the production of the well is zero. Indeed, the well is closed as indicated above.
  • the pressure Pi may be substantially constant during this phase. This pressure Pi may correspond to the sum of the "static” pressure and the “dynamic” pressure described above.
  • phase b / it is also possible to detect the end of phase a / and to trigger phase b / when the flow of gas evacuated via line 203 is below a certain threshold.
  • the production of the well is resumed: the production flow restarts at a flow rate D max corresponding to the maximum flow rate for this phase.
  • this maximum flow rate may depend on the time (with variations of D max (t) that are small at the time scale of a cycle corresponding to the succession of steps a /, b / and cl).
  • D m ax (t) is usually decreasing because the production of a well tends to decrease, the gas resources being exhausted.
  • the flow rate of the well decreases: in fact, the infiltrations of liquid fluids in the well can interfere with the optimal production of gas.
  • the pressure in the manifold 201 increases sharply during a first time and then caps at a pressure P max sufficient to force the opening 204 and then remove the fluids from the collector to the surface via line 202.
  • This pressure P max corresponds to the pressure related to the gravitational forces applying to the particles of the column of liquid fluids present in the line 202 and to the friction related to the displacement of these particles in the line 202.
  • the collector is depressurized. Indeed, if this manifold 201 was pressurized, the liquid fluid 214 could not enter the manifold 201.
  • the line 203 is vented to the surface and the valve 208 is open.
  • the gas contained in the collector may be polluting and / or interesting operation, it may be advantageous to release the gas at the surface in a "discharge circuit".
  • This pressure Pi can be determined algorithmically in order to maximize the area present under the curve 301 of FIG. 3 during a cycle a / + b / + c / (ie maximizing the production of the well).
  • One possible algorithm is to test a large number of pressures Pi between 0 and P max with an increment of ⁇ (small in front of P max for example).
  • Another method may consist in seeking by dichotomy the best value of Pi between 0 and P max . A large number of other algorithms is possible.
  • the phases a /, b / and cl can be repeated a large number of times.
  • the frequency of the cycles can be low (less than 10-12 cycles per day) which promotes the longevity of the system.
  • the volumes of liquids recovered during each cycle can be small but make it possible to avoid bottlenecks and the death of the well.
  • FIG. 4 represents an example of a control device for a liquid fluid evacuation infrastructure present in a gaseous fluid extraction well in one embodiment of the invention.
  • the device comprises a computer 400, comprising a memory 405 for storing instructions enabling the implementation of the method, received measurement data, and temporary data for performing the various steps of the method as described above.
  • the computer further comprises a circuit 404.
  • This circuit can be, for example:
  • processor capable of interpreting instructions in the form of a computer program
  • a programmable electronic chip such as an FPGA (for "Field Programmable Gate Array”).
  • This computer has an input interface 403 for receiving measurement data, and an output interface 406 for providing commands controlling the evacuation device 407. Finally, the computer includes, to allow easy interaction with a device. 401 screen and 402 keyboard. Of course, the keyboard is optional, especially in the context of a computer in the form of a touch pad, for example.
  • FIG. 3 is a typical example of a program whose instructions can be carried out with the equipment described.
  • the present invention is not limited to the embodiments described above as examples; it extends to other variants.
  • the methods described are applicable to a large number of wells such as wells producing fluids (possibly liquids) at low flow rates and for which the rate of entrainment of gas is insufficient (depletion of the reservoir).
  • wells such as wells producing fluids (possibly liquids) at low flow rates and for which the rate of entrainment of gas is insufficient (depletion of the reservoir).
  • One possible application is for horizontal wells in shale gas and very low permeability sandstone, as excessive reservoir water production is responsible for the well's death.
  • Another possible application concerns horizontal (or more generally non-vertical) wells of low-flow oil tanks.
  • the two lines 203 and 202 may be concentric with, for example, the liquid discharge line 202 within the gas injection line 203: this may facilitate installation of the system into the well.
  • the cycles can be of long duration: the mobile equipments (valves 205, 204, 208 and surface valves) are little solicited, increasing in fact their longevity.
  • An additional auxiliary anti-return valve may be installed after the bifurcation of the line 203 shown in the figures and before the diffuser 215.
  • the line 202 may extend inside the manifold 201.
  • the valve 204 can also control, for example mechanically, a "slave" valve in order to put the portion of the line 202 into communication with the rest of the latter during the the phases cl and a / so that this part of line can be filled with liquid fluid.
  • the opening of the valve 204 during the transition from / to b / can also close this slave valve.

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Abstract

La présente invention concerne un procédé d'évacuation de fluide liquide (214) présent dans un puits d'extraction (200), un collecteur (201) étant positionné dans une zone d'accumulation de fluide liquide du puits. Le procédé comporte un remplissage du collecteur (201), ledit remplissage comportant la fermeture du puits d'extraction (200), le transfert (206) dudit fluide liquide (214) vers le collecteur (201). En outre, le procédé comporte une pressurisation du collecteur (201) et une dépressurisation du collecteur en évacuant (212) ledit fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits.

Description

METHODE D'EVACUATION DE LIQUIDES ACCUMULES DANS UN PUITS
La présente invention concerne le domaine d'extraction de liquides présents dans un puits de forage. En particulier, la présente invention s'applique notamment à l'extraction de liquides dans des puits de forage pour la production de gaz, d'huiles ou de pétrole à partir de ressources non-conventionnelles ou encore à partir de puits en fin de vie.
Les ressources non-conventionnelles sont des ressources dont l'exploitation requière un niveau de la technologie ou d'investissement plus élevé que la moyenne.
Les trois plus grands types de ressources gazières non conventionnelles sont les sables compacts (ou « tight sands » en anglais), le méthane de houille et les gaz de schistes.
Bien que ces ressources de gaz naturel aient été historiquement négligées aux profits des réserves conventionnelles, l'intérêt pour les ressources non- conventionnelles s'est accru durant les dernières années.
Néanmoins, dans le cadre des puits réalisés pour l'exploitation de ces ressources non-conventionnelles et/ou dans le cadre des puits de forages non verticaux, l'infiltration et la stagnation de fluides liquides peut poser des problèmes. En effet, la présence de ces liquides diminue fortement les rendements de ces puits.
Ainsi, il existe un besoin pour évacuer ces liquides.
Les méthodes permettant l'évacuation de fluides (eau, pétrole ou mélange des deux) depuis le fond d'un puits sont désignées par le terme générique « artificial lift ». Toutes ces méthodes reposent sur le même principe : si l'énergie contenue dans le réservoir est insuffisante pour permettre de remonter les fluides sans assistance, alors il est utile d'abaisser artificiellement la pression hydrostatique ou de diminuer le diamètre interne du puits. cense parmi ces méthodes : ) La méthode dite de « gas lift » : du gaz est injecté en continu dans la colonne hydrostatique, cela allège la colonne et permet la remontée des fluides. Il est utile d'avoir du gaz à disposition en surface, et des compresseurs. Quand la proportion huile / eau varie dans le temps et que la pression réservoir continue de baisser, alors le point d'injection du gaz doit être modifié plusieurs fois au moyen d'opérations de service de puits (« well servicing » en anglais). La méthode de « gas lift » peut être déployée dans un grand nombre de situations (ex. avec un débit de 4,800 m3/jour ou avec une profondeur de forage de 4,600 m). ) Les méthodes utilisant des pompes ESP (pour « Electric Submersible Pump » en anglais) : ces pompes ESP sont positionnées au fond du puits, au sein du liquide à pomper. Elles créent une dépression dans le puits et un effet de succion. Ces pompes nécessitent des équipements lourds à mettre en place et coûteux, et doivent être alimentées en énergie électrique depuis la surface. Les débits possibles peuvent être variés (ex. d'une dizaine de mètres cube par jour à une dizaine de milliers de mètres cube par jour). Néanmoins, ces pompes peuvent être désamorcées si du gaz entre dans le système (i.e. « gas lock » en anglais) et dès lors, l'évacuation du liquide sera compromise. Ces pompes sont très sensibles à l'érosion et ne fonctionnent pas bien si un fluide gazeux est présent dans le fluide liquide, provoquant, par exemple, de la cavitation. ) Les méthodes utilisant des pompes PCP (pour « Progressive Cavity Pumps » en anglais) : ces pompes consistent en un stator et un rotor. Ces pompes sont positionnées au fond du puits, au sein du liquide à pomper et doivent être alimentées en énergie électrique depuis la surface. Si ces méthodes peuvent être flexibles, ces méthodes ne permettent pas d'atteindre tous les débits possibles (jusqu'à 600m3/jour). De plus, les profondeurs d'installation sont limitées (environ 1 ,800 m). Ces pompes sont très résistantes à l'érosion et à la présence de solides, mais certains composés aromatiques contenus dans les hydrocarbures peuvent endommager l'élastomère du stator. De plus, Ces pompes ont des difficultés de fonctionnement en condition d'écoulement polyphasique.
4) Les méthodes utilisant des pompes « beam pumps ». Ces pompes « beam pumps » sont des pompes de surface qui remontent les fluides dans un barillet depuis le fond du puits. Limité aux puits de faible débit (5 à 40 litres à chaque mouvement), et peut se retrouver bloqué par le phénomène de gas lock (si du gaz entre dans le système, peu ou aucun liquide ne peut être remonté car le gaz est compressible, à la différence du liquide). Une énergie est requise en surface pour opérer la pompe. De plus, ces pompes ont des difficultés de fonctionnement dans les puits inclinés ou horizontaux.
5) L'injection de surfactants en fond de puits qui se mélangent aux liquides et forment une mousse, abaissant ainsi la pression hydrostatique.
6) L'installation dans le puits de tubes de petits diamètre (ex. « velocity string » ou « capillary string » en anglais) : ces tubes augmentent la vitesse du gaz remontant vers la surface et par conséquence son pouvoir d'entraînement des liquides. L'installation des ces tubes nécessite de repenser la conception complète de la complétion du puits (opération potentiellement lourde). De plus cette installation peut ne pas être une solution pérenne car au fur et à mesure de la baisse de pression du réservoir, même un petit diamètre peut être insuffisant pour créer une vitesse suffisante pour l'évacuation des fluides liquides.
De telles méthodes ne sont pas exemptes de défauts comme indiqué précédemment.
Il y a ainsi un besoin pour une méthode d'évacuation de liquides dans des puits, de manière peu coûteuse, simple à mettre en œuvre et résistante.
La présente invention vient améliorer la situation.
A cet effet, la présente invention propose un procédé amélioré d'évacuation de fluide(s) liquide(s) dans un puits d'extraction (de gaz, par exemple).
La présente invention vise alors un procédé d'évacuation de fluide liquide présent dans un puits d'extraction, le puits d'extraction comportant une zone d'accumulation de fluide liquide, un collecteur étant positionné dans ladite zone d'accumulation.
Le procédé comporte: a/ remplissage du collecteur, ledit remplissage comportant :
- fermeture du puits d'extraction ;
- transfert dudit fluide liquide accumulé dans la zone d'accumulation vers le collecteur ; bl pressurisation du collecteur, ladite pressurisation comportant :
- injection d'un premier fluide gazeux pressurisé dans le collecteur ; - transfert dudit fluide liquide présent dans le collecteur hors du puits ; c/ dépressurisation du collecteur en évacuant ledit premier fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits.
Les étapes a/ à cl sont exécutés au moins deux fois. Le puits d'extraction est, par exemple, un puits d'extraction de gaz (méthane, etc.).
Le fluide liquide peut être de l'eau, du pétrole, de l'huile, etc. (ou un mélange de ceux-ci).
La zone d'accumulation est une zone dans laquelle l'accumulation de liquide est favorisée : cette zone est souvent une zone possédant un minima local ou global au regard de l'altitude de forage du puits.
Un collecteur peut être par exemple un grand réservoir cylindrique permettant la récupération de liquides ou de gaz. De plus, ce collecteur est apte à supporter des pressions liées aux modes de fonctionnement tel que décrit ci-dessous.
Le premier fluide gazeux est, par exemple, un gaz neutre chimiquement (i.e. n'interagissant pas avec les composés chimiques présents dans le collecteur). Ce premier fluide gazeux peut également être le fluide gazeux extrait normalement du puits d'extraction.
La pression dans le collecteur durant la phase b/ est apte à faire remonter le fluide liquide jusqu'à la surface ou jusqu'à un deuxième collecteur/réservoir situé à une hauteur intermédiaire ou jusqu'à un équipement situé à une hauteur intermédiaire permettant par exemple une remontée artificielle du fluide liquide (« artificial lift » en anglais). De plus, il est possible d'ajouter d'autres moyens permettant de simplifier la remontée du fluide liquide comme des moyens d'injection de gaz dans la ligne remontant le fluide liquide.
On appelle pression de puits la pression maximale atteinte au sein du puits et à proximité du collecteur (i.e. à une distance pour laquelle la pression ne change pas sensiblement) lorsque la production de ce puits est arrêtée. La phase d'injection de gaz pressurisé peut durer seulement le temps nécessaire à évacuer les liquides du collecteur : la consommation d'énergie (par exemple du fait de l'utilisation d'un compresseur en surface) est donc limitée.
Le système peut être piloté depuis la surface : la vanne de surface contrôlant l'ouverture / fermeture du puits peut être assujettie au débit gaz constaté en surface : la diminution du débit de production permet de constater indirectement que le puits se remplit de liquides. La vanne de production peut alors se fermer pour commencer un cycle de pompage.
Ce système n'est pas affecté par la présence de gaz dans le système de pompage et d'évacuation : le phénomène de « gas lock » évoqué précédemment est évité.
Les fluides (gazeux ou liquides) peuvent être considérés comme étant en équilibre thermique avec leur milieu environnant.
L'expansion élastique du tube soumis à l'injection de gaz haute pression peut être considéré comme négligeable. Ce procédé peut être utilisé pour les puits horizontaux dans les réservoirs dépiétés à gaz de type schisteux ou grès de très faible perméabilité (« tight gas » en anglais). Ce procédé engendre de faibles coûts de mise en œuvre et d'exploitation. De plus, ce procédé ne nécessite pas de repenser le forage du puits.
Le transfert dudit fluide liquide de l'étape a/ peut être réalisé par l'ouverture d'une première vanne du collecteur.
Quelle que soit l'inclinaison du puits, il peut être utile que la première vanne soit immergée. Par exemple, la vanne peut se situer à un point bas du collecteur.
Un tel procédé ne comporte que de rares pièces mobiles (comme des vannes) le rendant extrêmement robuste à la casse ou à l'usure ou aux dysfonctionnements. Ce procédé peut également être utilisé par grande profondeur contrairement à d'autres systèmes de pompage connus.
L'initialisation du procédé est réalisée par la simple fermeture du puits. Cette initialisation est donc très simple. En outre, un simple compresseur peut être requis en surface, compresseur ne fonctionnant que sur certaines parties du cycle décrit (cycle pouvant avoir une fréquence très faible, ex. quelques fois par jour uniquement). Dans une réalisation possible, où toutes les vannes de fond sont différentielles, aucune autre énergie n'est requise pour le fonctionnement du procédé. Ainsi, ce même compresseur peut être mutualisé, le cas échéant, entre plusieurs puits équipés du même procédé, si les phases d'injection ne se recouvrent pas temporellement.
La première vanne du collecteur peut être une vanne anti-retour s'ouvrant lorsque la pression au sein du puits est supérieure à la pression au sein du collecteur. Ainsi, cette première vanne peut être sensible aux différentiels de pressions.
Avantageusement, cette vanne peut être autonome et aucun contrôle de la surface n'est alors nécessaire.
La pression au sein du puits est la pression constatée à proximité de la première vanne et hors du collecteur.
L'étape a/ peut comprendre en outre un transfert d'un deuxième fluide gazeux présent dans le collecteur hors du puits. En effet, ce transfert de fluide gazeux permet d'éviter une compression de celui-ci qui pourrait lutter contre le transfert du fluide liquide dans le collecteur.
Ce transfert de fluide gazeux peut être libre (i.e. le fluide gazeux est simplement chassé par le fluide liquide) ou aidé (i.e. un compresseur crée un vide dans le collecteur).
Le transfert du deuxième fluide gazeux peut être équivalent en volume audit transfert du fluide liquide.
L'injection du premier fluide gazeux peut être réalisée au moyen d'une ligne d'injection depuis une zone hors du puits.
Cette injection permet de disposer d'un moyen fiable et peu coûteux pour l'injection de fluide dans le collecteur.
L'injection du premier fluide gazeux peut être réalisée au moyen d'un compresseur.
Ce compresseur peut être installé en surface.
Le premier fluide gazeux peut être diffusé dans une zone basse du collecteur au travers du fluide liquide présent dans le collecteur.
Si l'on force la dissolution du gaz injecté dans les liquides qui seront évacués (par exemple en utilisant un bulleur), alors la quantité de gaz dissout peut aider d'autant les liquides à remonter vers la surface en phase de récupération. La conséquence pratique est que la pression d'injection du gaz peut être réduite et les besoins en énergie également. Cet aspect peut permettre du coup d'étendre les applications aux puits de grande profondeur. Le transfert dudit fluide liquide de l'étape bl peut être réalisé par l'ouverture d'une deuxième vanne du collecteur.
La deuxième vanne peut être également placée à un point bas du collecteur afin de faciliter cette évacuation. Cette deuxième vanne peut être également une vanne anti-retour s'ouvrant lorsque la pression au sein du collecteur est supérieure à la pression au sein de la ligne d'évacuation.
L'étape bl peut être exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape a/ et si une pression au sein dudit collecteur diminue de plus d'un premier écart prédéterminé Ad2.
La pression au sein du collecteur peut y être mesurée. Cette pression peut également être calculée à partir d'une autre pression mesurée (comme par exemple une pression dans la ligne d'injection du premier fluide gazeux évoqué ci-dessus). En effet, ces pressions sont liées par des relations de dynamiques ou de statiques des fluides et la pression au sein du collecteur peut y être extrapolée. En particulier, les variations de cette pression peuvent se retrouver dans les variations de la pression en surface dans la ligne d'injection du premier fluide gazeux (ex. une forte variation de cette dernière pression est liée à une forte variation de la pression au sein du collecteur).
Le premier écart Ad2 peut être fixé par un opérateur. Si la valeur de la pression à l'intérieur du collecteur diminue de plus de Ad2 par rapport à sa valeur maximale durant la phase a/, cela peut signifier que le collecteur a fini de se remplir.
De plus, il est possible de détecter la fin du remplissage du collecteur en supervisant le débit volumique du fluide gazeux évacué hors du collecteur (le cas échéant) : si celui-ci tend vers zéro, cela peut également signifier que le collecteur a fini de se remplir
Bien entendu, il est possible de modifier la valeur de contrôle Ad2 en fonction de l'évolution de la production du puits. Ainsi, en fonction de la vie du puits (ex. diminution du débit de production du puits), il est possible de faire évoluer, simplement, le procédé de pompage sans ajouter de nouveaux équipements mais en modifiant l'écart prédéterminé Ad2.
L'étape cl peut être exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape bl et si une pression au sein dudit collecteur diminue en deçà d'un deuxième écart prédéterminé Adi .
Le deuxième écart Adi peut être fixé par un opérateur. Si la valeur de la pression à l'intérieur du collecteur diminue de plus de Adi par rapport à sa valeur maximale durant la phase bl, cela peut signifier que le collecteur a fini de se vider.
Bien entendu, il est possible de modifier la valeur de contrôle Adi en fonction de l'évolution de la production du puits. Ainsi, en fonction de la vie du puits (ex. diminution du débit de production du puits), il est possible de faire évoluer, simplement, le procédé de pompage sans ajouter de nouveaux équipements mais en modifiant l'écart prédéterminé Adi .
L'étape a/ peut être exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape cl et si une pression au sein dudit collecteur est inférieure à une pression prédéterminée Pi.
Si la pression est inférieure à la valeur de Pi cela peut signifier que la dépressurisation du collecteur est terminée. Pi peut être avantageusement inférieure à la pression de puits définie ci-dessus.
Il est également possible d'exécuter l'étape a/ si l'étape précédente exécutée est l'étape cl et si le débit de production du puits est inférieure à une certaine limite.
Bien entendu, il est possible de modifier la valeur de contrôle de Pi en fonction de l'évolution de la production du puits. Ainsi, en fonction de la vie du puits (ex. diminution du débit de production du puits), il est possible de faire évoluer, simplement, le procédé de pompage sans ajouter de nouveaux équipements mais en modifiant la valeur prédéterminée Pi. Un programme informatique, mettant en œuvre tout ou partie du procédé décrit ci- avant, installé sur un équipement préexistant, est en lui-même avantageux, dès lors qu'il permet de commander un dispositif d'évacuation tel que décrit ci-dessous. Ainsi, la présente invention vise également un programme informatique pour une commande d'une infrastructure d'évacuation de fluide liquide présent dans un puits d'extraction, le puits d'extraction comportant une zone d'accumulation de fluide liquide, un collecteur étant positionné dans ladite zone d'accumulation.
Le produit programme informatique comporte des instructions pour commander, lorsque ce programme est exécuté par un processeur : a/ un remplissage du collecteur, ledit remplissage comportant :
- une fermeture du puits d'extraction ;
- un transfert dudit fluide liquide accumulé dans la zone d'accumulation vers le collecteur ; b/ une pressurisation du collecteur, ladite pressurisation comportant :
- une injection d'un premier fluide gazeux pressurisé dans le collecteur ;
- un transfert dudit fluide liquide présent dans le collecteur hors du puits ; c/ une dépressurisation du collecteur en évacuant ledit premier fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits.
Ce programme peut utiliser n'importe quel langage de programmation (par exemple, un langage objet ou autre), et être sous la forme d'un code source interprétable, d'un code partiellement compilé ou d'un code totalement compilé.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront encore à la lecture de la description qui va suivre. Celle-ci est purement illustrative et doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels : - la figure 1 illustre des trajectoires possibles pour des puits de forage ;
- les figures 2a à 2c illustrent un collecteur de type « pompe à gaz » disposé dans une zone d'accumulation d'un puits dans un mode de réalisation selon l'invention et pendant différentes phases de fonctionnement ; - la figure 3 illustre des graphiques représentatifs de la production du gaz et de la pression dans le collecteur en fonction du temps et pendant différentes phases de fonctionnement de ce collecteur ;
- la figure 4 représente un dispositif de commandes permettant de contrôler des installations d'évacuation tel que décrit précédemment.
La figure 1 illustre des trajectoires possibles pour des puits de forage.
L'ordonnée représente la profondeur de forage (en mètre) et l'abscisse représente une dimension spatiale sensiblement horizontale. Ainsi, ce graphique 100 représente une coupe verticale de puits de forage. Sur ce graphique 100, il est possible de distinguer deux courbes 101 et 102 représentant chacun une configuration de puits donnée.
La courbe 101 représente un puits oblique tendant à être horizontal à son extrémité basse. Ainsi, si des infiltrations d'eau (ou plus généralement de fluides liquides comme le pétrole) sont présentes dans ce puits, cette eau a une propension à s'accumuler dans la zone 104, celle-ci étant la zone la plus basse du puits.
Par ailleurs, la courbe 102 représente un puits oblique disposant d'une trajectoire « chaotique » et possédant ainsi plusieurs minimas locaux (comme la zone 103 et 105). La zone 103 est le minima global du puits. Ces zones 103 et 105 sont des zones d'accumulation de fluides liquides car ceux-ci ont tendance à s'accumuler dans les zones du puits possédant un minima (global ou local) de profondeur.
L'accumulation de fluides liquides dans ces zones peut diminuer la section efficace du puits et peut ainsi réduire considérablement le rendement de production du puits. La figure 2a illustre un collecteur de type « pompe à gaz » disposé dans une zone d'accumulation d'un puits dans un mode de réalisation selon l'invention lors d'une phase de « remplissage du collecteur ». Dans ce mode de réalisation, un collecteur 201 (ou « pompe à gaz ») est disposé horizontalement dans un puits de forage 200 et dans une zone d'accumulation de fluide liquide comme décrit précédemment en relation avec la figure 1 .
Dans cette zone d'accumulation, le puits 200 est partiellement rempli de fluides liquides 214. Afin d'évacuer ces fluides liquides, le puits d'extraction est fermé (i.e. la vanne contrôlant la production de gaz en surface est fermé). Ainsi, le gaz ne pouvant pas sortir du puits et s'accumulant dans celui-ci, la pression à l'intérieur du puits (PP) augmente progressivement jusqu'à une pression de puits (i.e. pression maximale du puits lorsque la production est arrêtée). Cette fermeture n'implique pas nécessairement que toutes les lignes sortant du puits soient fermées. En effet, certaines lignes « techniques » (ex. pour contrôler certains équipements hydrauliques, ou pour faire fonctionner le collecteur comme expliqué ci-dessous pour les lignes 203 et 202) peuvent ne pas être fermées.
L'augmentation de la pression au sein du puits (PP) exerce une force sur les fluides liquides 214 (en synergie avec la diminution de pression dans le collecteur lié à l'évacuation des fluides gazeux contenus dans celui-ci), les fluides cherchant alors une zone de pression moindre (en l'espèce, l'intérieur du collecteur lorsque la vanne 205 est ouverte). Ainsi, si la vanne 205 est ouverte, cette pression permet aux fluides liquides 214 de se déplacer (flèche 206) vers le collecteur 201 qui était vide (ou sensiblement vide) jusqu'alors. Le niveau des fluides liquides 213 à l'intérieur du collecteur augmente alors.
La vanne 205 peut s'ouvrir sur commande (i.e. depuis la surface, sur commande d'un opérateur) ou automatiquement si la différence de pression entre l'extérieur du collecteur 201 et l'intérieur du collecteur 201 dépasse un seuil de pression déterminée. Par exemple, cette vanne 205 peut être une vanne anti-retour. De manière avantageuse, il est possible de prévoir une vanne 208 (ex. vanne antiretour) s'ouvrant lorsque la différence entre la pression de l'intérieur du collecteur 201 et la pression à l'intérieur de la ligne 203 dépasse un seuil déterminé. Lors de l'ouverture de cette vanne 208, le fluide gazeux présent dans le collecteur peut s'échapper (flèche 207) et ne pas gêner l'entrée (206) des fluides liquides dans le collecteur 201 .
Lors de la finalisation du remplissage du collecteur, l'opérateur est en mesure de détecter une variation de pression égale à Ad2 (voir la figure 3) en sortie de la ligne 203. Alors, il est possible de brancher un compresseur sur la ligne 203 afin de mettre sous pression le collecteur (phase suivante, voir ci-dessous). L'augmentation de pression dans le collecteur ferme la vanne 205. En fonction de la taille du collecteur, ce remplissage peut durer entre 15 à 30 minutes.
La figure 2b illustre un collecteur de type « pompe à gaz » disposé dans une zone d'accumulation d'un puits dans un mode de réalisation selon l'invention lors d'une phase de « pressurisation du collecteur ».
Lors de cette phase le puits peut être ouvert en surface : le gaz est produit de nouveau. Un gaz compressé est alors envoyé (flèche 209) de la surface par la ligne 203 dans le collecteur 201 . Ce gaz compressé peut être introduit dans le collecteur par la vanne 208 qui serait alors ouverte. Il peut être également avantageux d'introduire ce gaz compressé dans une zone basse du collecteur au travers du fluide liquide présent dans le collecteur grâce à un diffuseur 215. Cette introduction peut consister en la diffusion du fluide gazeux en petites bulles 210 au travers des fluides liquides, ces bulles présentant une surface d'interface importante avec les fluides liquides, favorisant ainsi leur dissolution.
Une vanne anti-retour (non-représentée sur la figure 2b) peut être ajouté entre la bifurcation de la ligne 203 et le diffuseur/bulleur 215.
Le gaz compressé injecté dans le collecteur peut être par exemple du même type que le gaz produit par le puits ou de l'azote ou encore un autre gaz ne réagissant pas avec le gaz ou les liquides produits par le puits. En effet, il peut être utile de limiter les réactions chimiques entre le gaz injecté et les fluides gazeux ou liquides produit par le puits afin d'éviter la génération de composés toxiques ou non- souhaitables (comme des dépôts solides, les émulsions visqueuses, etc.).
Cette diffusion peut permettre « d'alléger » les fluides liquides et ainsi diminuer la pression hydrostatique. Cette diffusion peut être particulièrement intéressante pour diminuer l'énergie nécessaire pour faire remonter ces fluides liquides à la surface lors de leur évacuation (phase c/), grâce notamment au phénomène de « dégazage » des gaz dissous lors de la diminution de la pression (lors de la remontée des fluides, la pression au sein de ces fluides diminue). L'introduction du gaz compressé dans le collecteur 201 permet de remplir la zone haute 216 du collecteur de gaz et ainsi augmenter la pression PC dans cette zone. La pression PC augmentant, la vanne 204 peut être ouverte (soit manuellement soit par différence de pression) afin de laisser circuler (flèche 21 1 ) les fluides liquides 213 de l'intérieur du collecteur 201 vers la surface via la ligne 202.
La figure 2c illustre un collecteur de type « pompe à gaz » disposé dans une zone d'accumulation d'un puits dans un mode de réalisation selon l'invention lors d'une phase de « dépressurisation du collecteur ».
Une fois les fluides liquides évacués du collecteur (nota : il peut en rester un peu au fond du collecteur), le collecteur est pressurisé du fait de l'injection de gaz compressé.
La vanne 208 peut être ouverte soit manuellement (sur commande d'un opérateur depuis la surface) ou en créant une dépression dans la ligne 203 dans le cas d'une vanne 208 anti-reflux. Cette ouverture permet au collecteur d'évacuer le fluide gazeux provoquant la surpression et ainsi dépressuriser le collecteur pour le préparer à effectuer la phase dite de « remplissage du collecteur » (voir ci-dessus).
La figure 3 illustre des graphiques représentatifs de la production du gaz et de la pression dans le collecteur en fonction du temps et pendant différentes phases de fonctionnement de ce collecteur.
L'abscisse de ces graphiques est le temps.
La courbe 301 est la courbe correspondant au débit de fluide gazeux produit par le puits et mesuré en surface. Ainsi, l'ordonnée pour le graphique correspondant à la courbe 301 est un débit exprimé en m3/jour.
La courbe 302 est la courbe correspondant à la pression mesurée ou calculée dans le collecteur 201 . Ainsi, l'ordonnée pour le graphique correspondant à la courbe 302 est une pression exprimée en Pascal. Par exemple, afin d'obtenir la pression au sein du collecteur 201 , il est possible de mesurer une première pression sur la ligne 203 puis de calculer la pression au sein du collecteur 201 en ajoutant à cette première pression un facteur lié à la pression « statique » de la colonne de gaz de la ligne 203 (forces gravitationnelles s'appliquant aux particules de la colonne de gaz) et en ajoutant un facteur lié à la pression « dynamique » (i.e. frottements liés au déplacement du gaz dans cette ligne 203) de ce gaz. Il est également possible de mesurer directement la pression au sein du collecteur 201 , mais il peut être utile de positionner le capteur à une hauteur dans le collecteur (ou proche du collecteur mais sur la ligne 203) qui n'est jamais atteinte par de fluides liquides.
La période de temps correspondant à la lettre « a/ » est une période de temps durant laquelle le collecteur fonctionne selon la phase dite de « remplissage du collecteur » décrit précédemment.
La période de temps correspondant à la lettre « bl » est une période de temps durant laquelle le collecteur fonctionne selon la phase dite de « pressurisation du collecteur » décrit précédemment. La période de temps correspondant à la lettre « cl » est une période de temps durant laquelle le collecteur fonctionne selon la phase dite de « dépressurisation du collecteur » décrit précédemment.
Durant la phase a/, la production du puits est nul. En effet, le puits est fermé comme cela est indiqué ci-dessus. De plus, la pression Pi peut être sensiblement constante durant cette phase. Cette pression Pi peut correspondre à la somme de la pression « statique » et de la pression « dynamique » décrit précédemment.
Néanmoins, lorsque les pressions entre l'intérieur et l'extérieur du collecteur 201 s'équilibrent, les fluides liquides cessent de pénétrer dans le collecteur (flèche 206) et le gaz cesse d'être évacué du collecteur 201 (flèche 207). Ainsi, sans déplacement de gaz (ou avec un déplacement faible), il est possible de constater une chute de pression sensible. La pression à l'intérieur du collecteur chute alors fortement (voir zone 304) d'une valeur égale à Ad2. Cet événement peut se détecter en surface aisément et peut permettre de déclencher la phase b/ (si par exemple l'Ia chute de pression est supérieure à une valeur Ad2 prédéterminée).
Il est également possible de détecter la fin de la phase a/ et de déclencher la phase b/ lorsque le débit de gaz évacué via la ligne 203 est inférieur à un certain seuil. Durant la phase b/, la production du puits est reprise : le débit de production redémarre à un débit Dmax correspondant au débit maximal pour cette phase. Bien entendu, ce débit maximal peut dépendre du temps (avec des variations de Dmax(t) faible à l'échelle du temps d'un cycle correspondant à la succession d'étapes a/, b/ et cl). Dmax(t) est habituellement décroissante car la production d'un puits tend à diminuer, les ressources en gaz s'épuisant. De plus, au fur et à mesure de la phase b/, le débit du puits diminue : en effet, les infiltrations de fluides liquides dans le puits peuvent gêner la production optimal de gaz.
Durant la phase b/ dite de « pressurisation du collecteur », la pression au sein du collecteur 201 augmente fortement durant un premier temps puis plafonne à une pression Pmax suffisante pour forcer l'ouverture de 204 puis évacuer les fluides du collecteur vers la surface via la ligne 202. Cette pression Pmax correspond à la pression liée aux forces gravitationnelles s'appliquant aux particules de la colonne de fluides liquides présents dans la ligne 202 et aux frottements liés au déplacement de ces particules dans la ligne 202. Lorsque le collecteur 201 est vide ou sensiblement vide, un fluide gazeux est poussé dans la ligne 203 et la pression au sein du collecteur commence à diminuer (la masse volumique du gaz étant plus faible que celui des fluides liquides). Ainsi, il est possible de détecter cet événement en mesurant ou en calculant la pression au sein du collecteur (à partir d'une mesure de la pression en surface sur la ligne 203). Si la pression au sein du collecteur chute d'une valeur supérieure à une valeur prédéterminé Adi durant la phase b/, il est possible de stopper la phase b/ et de démarrer la phase cl.
Durant la phase cl, le collecteur est dépressurisé. En effet, si ce collecteur 201 était pressurisé, le fluide liquide 214 ne pourrait pas pénétrer dans le collecteur 201 . Par exemple, la ligne 203 est mise à l'air libre en surface et la vanne 208 est ouverte. Le gaz contenu dans le collecteur pouvant être polluant et/ou intéressant l'exploitation, il peut être avantageux de libérer ce gaz en surface dans un « circuit de décharge ».
Quand la pression au sein du collecteur est inférieure à un certain seuil Pi fixé (par un opérateur par exemple), il est possible de stopper la phase cl et de démarrer la phase a/. Cette pression Pi peut être déterminée algorithmiquement afin de maximiser l'aire présente sous la courbe 301 de la figure 3 durant un cycle a/+b/+c/ (i.e. maximisation de la production du puits). Un algorithme possible est de tester un grand nombre de pressions Pi comprises entre 0 et Pmax avec un incrément de ΔΡ (petit devant Pmax par exemple). Une autre méthode peut consister en cherchant par dichotomie la meilleure valeur de Pi entre 0 et Pmax. Un grand nombre d'autres algorithmes est possible.
Les phases a/, b/ et cl peuvent se répéter un grand nombre de fois. La fréquence des cycles peut être faible (moins de 10-12 cycles par jour) ce qui promeut la longévité du système. Les volumes de liquides remontés à chaque cycle peuvent être faibles mais permettent d'éviter l'engorgement de fond et la mort du puits.
La figure 4 représente un exemple de dispositif de commande d'une infrastructure d'évacuation de fluide liquide présent dans un puits d'extraction d'un fluide gazeux dans un mode de réalisation de l'invention.
Dans ce mode de réalisation, le dispositif comporte un ordinateur 400, comprenant une mémoire 405 pour stocker des instructions permettant la mise en œuvre du procédé, les données de mesures reçues, et des données temporaires pour réaliser les différentes étapes du procédé tel que décrit précédemment.
L'ordinateur comporte en outre un circuit 404. Ce circuit peut être, par exemple :
- un processeur apte à interpréter des instructions sous la forme de programme informatique, ou
- une carte électronique dont les étapes du procédé de l'invention sont décrites dans le silicium, ou encore
- une puce électronique programmable comme une puce FPGA (pour « Field- Programmable Gâte Array » en anglais).
Cet ordinateur comporte une interface d'entrée 403 pour la réception de données de mesures, et une interface de sortie 406 pour la fourniture de commandes contrôlant le dispositif d'évacuation 407. Enfin, l'ordinateur comporte, pour permettre une interaction aisée avec un utilisateur, un écran 401 et un clavier 402. Bien entendu, le clavier est facultatif, notamment dans le cadre d'un ordinateur ayant la forme d'une tablette tactile, par exemple.
Par ailleurs, le processus décrit en figure 3 est un exemple typique d'un programme dont certaines instructions peuvent être réalisées auprès de l'équipement décrit. Bien entendu, la présente invention ne se limite pas aux formes de réalisation décrites ci-avant à titre d'exemples ; elle s'étend à d'autres variantes.
D'autres réalisations sont possibles.
Par exemple, les méthodes décrites sont applicables à un grand nombre de puits comme les puits produisant des fluides (éventuellement liquides) à de faibles débits et pour lesquels la vitesse d'entraînement du gaz est insuffisante (déplétion du réservoir). Une application possible concerne les puits horizontaux dans les gaz de schiste et dans les grès de très faible perméabilité, la production excessive d'eau du réservoir étant responsable de la mort du puits. Une autre application possible concerne les puits horizontaux (ou plus généralement non-verticaux) de réservoirs à huile de faible débit.
Les deux lignes 203 et 202 peuvent être concentriques, avec, par exemple, la ligne d'évacuation des liquides 202 à l'intérieur de la ligne d'injection de gaz 203 : cela peut faciliter l'installation du système dans le puits.
Les cycles peuvent être de longue durée : les équipements mobiles (vannes 205, 204, 208 et vannes de surface) sont peu sollicités, augmentant de fait leur longévité.
Une vanne anti retour auxiliaire supplémentaire peut être installée après la bifurcation de la ligne 203 présentée dans les figures et avant le diffuseur 215. Dans certains cas, la ligne 202 peut se prolonger à l'intérieur du collecteur 201 . Alors, et afin d'optimiser l'efficacité volumique, la vanne 204 peut également commander, par exemple mécaniquement, une vanne « esclave » afin de mettre en communication la partie de la ligne 202 dans le collecteur avec le reste de celui-ci pendant les phases cl et a/ pour que cette partie de ligne puisse se remplir de fluide liquide. L'ouverture de la vanne 204 lors de la transition de a/ vers b/ peut également fermer aussi cette valve esclave.

Claims

REVENDICATIONS
1 . Procédé d'évacuation de fluide liquide (214) présent dans un puits d'extraction (200), le puits d'extraction (200) comportant une zone d'accumulation de fluide liquide (214), un collecteur (201 ) étant positionné dans ladite zone d'accumulation, le procédé comportant: a/ remplissage du collecteur (201 ), ledit remplissage comportant :
- fermeture du puits d'extraction (200) ;
- transfert (206) dudit fluide liquide (214) accumulé dans la zone d'accumulation vers le collecteur (201 ) ; bl pressurisation du collecteur (201 ), ladite pressurisation comportant :
- injection (209) d'un premier fluide gazeux pressurisé dans le collecteur ;
- transfert (21 1 ) dudit fluide liquide présent dans le collecteur hors du puits ; c/ dépressurisation du collecteur en évacuant (212) ledit premier fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits ; dans lequel les étapes a/ à cl sont exécutées au moins deux fois.
2. Procédé selon la revendication 1 , dans lequel le transfert dudit fluide liquide de l'étape a/ est réalisé par l'ouverture d'une première vanne (205) du collecteur.
3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ladite première vanne (205) du collecteur est une vanne anti-retour s'ouvrant lorsque la pression au sein du puits est supérieure à la pression au sein du collecteur.
4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'étape a/ comprend en outre un transfert (207) d'un deuxième fluide gazeux présent dans le collecteur hors du puits.
5. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ledit transfert (207) du deuxième fluide gazeux est au moins équivalent en volume audit transfert (206) du fluide liquide vers le collecteur.
6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'injection du premier fluide gazeux est réalisée au moyen d'une ligne d'injection (203) depuis une zone hors du puits.
7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'injection du deuxième fluide gazeux est réalisée au moyen d'un compresseur.
8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le premier fluide gazeux est diffusé dans une zone basse (215) du collecteur au travers du fluide liquide (213) présent dans le collecteur.
9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le transfert (21 1 ) dudit fluide liquide de l'étape bl est réalisé par l'ouverture d'une deuxième vanne (204) du collecteur.
10. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'étape bl est exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape a/ et si une pression au sein dudit collecteur diminue en deçà d'un premier écart prédéterminé (Ad2).
1 1 . Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'étape cl est exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape b/ et si une pression au sein dudit collecteur diminue en deçà d'un deuxième écart prédéterminé (Adi).
12. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'étape a/ est exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape cl et si une pression au sein dudit collecteur est inférieure à une pression prédéterminée (Pi).
13. Produit programme informatique pour une commande d'une infrastructure d'évacuation de fluide liquide présent dans un puits d'extraction, le puits d'extraction comportant une zone d'accumulation de fluide liquide, un collecteur étant positionné dans ladite zone d'accumulation, dans lequel le produit programme informatique comporte des instructions pour commander, lorsque ce programme est exécuté par un processeur : a/ un remplissage du collecteur, ledit remplissage comportant :
- une fermeture du puits d'extraction ;
- un transfert dudit fluide liquide accumulé dans la zone d'accumulation vers le collecteur ; b/ une pressurisation du collecteur, ladite pressurisation comportant :
- une injection d'un premier fluide gazeux pressurisé dans le collecteur ;
- un transfert dudit fluide liquide présent dans le collecteur hors du puits ; cl une dépressurisation du collecteur en évacuant ledit premier fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits.
PCT/FR2014/052995 2013-11-28 2014-11-21 Méthode d'évacuation de liquides accumules dans un puits. WO2015079147A2 (fr)

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