WO2015086785A2 - Freinage d'un fluide dans un reservoir d'hydrocarbures - Google Patents

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WO2015086785A2
WO2015086785A2 PCT/EP2014/077467 EP2014077467W WO2015086785A2 WO 2015086785 A2 WO2015086785 A2 WO 2015086785A2 EP 2014077467 W EP2014077467 W EP 2014077467W WO 2015086785 A2 WO2015086785 A2 WO 2015086785A2
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fluid
injection
well
hydrocarbon
rotor
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PCT/EP2014/077467
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WO2015086785A3 (fr
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Jean-Louis Beauquin
Pierre Lemetayer
Philippe CORDELIER
Jacques DANQUIGNY
Olivier-François Garnier
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Total S.A.
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Publication date
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    • 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a device for regulating the flow rate of a fluid in a hydrocarbon reservoir well, as well as a hydrocarbon production installation comprising the device, and a method for operating a hydrocarbon reservoir. using the device.
  • a polymer solution not water
  • the efficiency of the scanning is improved by adding polymer to the injection water, as well as the production conditions, for example due to a percentage of produced water reduces as the viscosity of the oil in place is greater than that of the water. This gives a higher rate of recovery of the oil in place over the production period, especially when it is commonly decided to stop production, for example because of a percentage of water produced too high. making the operation uneconomic.
  • the flow rate of such a fluid injection can advantageously be regulated by a regulating device provided for this purpose.
  • the Cameron Willis company proposes a model of control valve which consists of a cage pierced with holes.
  • the fluid inlet is on the periphery of the cage, and the outlet is in the center of the cage.
  • the accessible surface for the fluid inlet is adjusted by a movable piston moving parallel to the axis of the cage.
  • the pressure drop i.e. pressure
  • this system leads on the one hand to an important and irreversible dissipation of mechanical energy (hydraulic pressure) in heat, and on the other hand to a strong degradation of the solutions. of polymer used for the enhanced recovery of hydrocarbons, and therefore a decrease in the viscosity thereof, which greatly affects their effectiveness.
  • US 4,510,993 discloses a flow control valve for polymer solutions, in which the flow rate is regulated by a needle penetrating into an orifice.
  • the document states that the polymers are not degraded until the flow rate exceeds 30 gallons / min, ie 7 m 3 / h.
  • needle valve type also operates by shear and therefore also degrades the hydraulic energy and the viscosity of the fluid it "laminates".
  • the degradation of the polymer solutions in this type of system becomes high at more realistic flow rates of the order of 100 m 3 / h.
  • such a system presents significant risks of mechanical wear.
  • US 3,477,467 discloses a flow control valve suitable for a polymer solution, wherein the pressure drop is achieved by passing the polymer solution through a vertical tube filled with sand or beads.
  • the adjustment of the quantity of sand or balls makes it possible to regulate the flow rate.
  • this system also has the disadvantage of irreversibly degrading the fluid hydraulic energy and the viscosity of the polymer solutions, and it also presents significant risks of mechanical wear of the valve and damage of the porous medium with the time. Moreover, its implementation is difficult.
  • US 4,617,991 proposes a flow control system comprising a device actuated by the transport of a polymer solution, such as a hydraulic pump or a motor.
  • a polymer solution such as a hydraulic pump or a motor.
  • the system makes it possible to avoid the degradation of a low-flow polymer solution (at most about 1.3 m 3 / h).
  • it does not prevent the phenomenon of degradation at a higher rate.
  • the geometry of the control system is also not optimized for a line for injecting a fluid into a hydrocarbon reservoir.
  • this system is not optimal from the point of view of the energy balance of the oil installation.
  • US 4,276,904 discloses an apparatus for modifying a fluid flow rate by passing the fluid through a limited number of tubes of different lengths and diameters.
  • the pressure drop again obtained by shearing the fluid, this time due to the regular friction of the fluid on the inner wall of the tubes, is adjusted by passing the fluid in one of the combinations between the different tubes.
  • This system is bulky, difficult to implement (the apparatus includes a large number of valves, which must be operated independently, at the output of each of the tubes) and not very flexible (that is to say that it makes it difficult to fine-tune the pressure drop and the flow).
  • Such a system can not allow to create a sufficient pressure drop at a high rate.
  • this solution also leads to irreversible degradation of hydraulic energy in heat and the viscosity of the fluid.
  • the object of the present invention is to provide a device for regulating the rate of injection of a fluid into a hydrocarbon reservoir at least partially overcoming the aforementioned drawbacks.
  • the invention aims to provide a device for regulating the rate of injection of a fluid into a hydrocarbon reservoir well allowing a good energy balance of the hydrocarbon production facility to which the well belongs. possibly in the presence of injection of a fluid into a hydrocarbon reservoir in the context of the EOR.
  • the present invention provides a device for regulating the flow rate of a fluid in a hydrocarbon reservoir well, comprising a fluid inlet, a fluid outlet, a fluid flow control system, between the fluid inlet and the fluid outlet, adapted to the braking of the fluid, a power converter resulting from the braking of electrical energy, and a connector adapted to the supply by the converter of an electrical installation installation network.
  • a device for regulating the flow rate of a fluid in a hydrocarbon reservoir well comprising a fluid inlet, a fluid outlet, a fluid flow control system, between the fluid inlet and the fluid outlet, adapted to the braking of the fluid, a power converter resulting from the braking of electrical energy, and a connector adapted to the supply by the converter of an electrical installation installation network.
  • the device includes one or more of the following features:
  • the fluid flow control system comprises a fluid transfer system from the fluid inlet to the fluid outlet adapted to carry out the fluid transfer by volumetric displacement of the fluid, and a braking system of the displacement speed.
  • volumetric fluid The fluid transfer system comprises a stationary part and a displaceable part adapted to carry out the transfer of the fluid by volumetric displacement of the fluid when the displaceable part is moved relative to the stationary part, the movable part being adapted to be driven in displacement relative to the stationary part by the fluid when the pressure at the fluid inlet is greater than the pressure at the fluid outlet, and the braking system being adapted to the braking of the displaceable part;
  • the stationary part and the displaceable part form progressive cavities from the fluid inlet to the fluid outlet, when the movable part is moved relative to the stationary part;
  • the stationary part is a stator and the displaceable part is a rotor rotatably mounted relative to the stator;
  • the rotor is rotatably mounted relative to the stator along an axis extending from the fluid inlet to the fluid outlet;
  • the rotor is mounted in a housing inside the stator, the rotor and the housing being of helical shape; and or
  • the fluid flow control system comprises a motor adapted to drive the rotor in rotation relative to the stator, the device forming an eccentric rotor pump.
  • the invention also proposes a hydrocarbon production facility comprising a fluid injection line and / or a hydrocarbon production line connected to a hydrocarbon reservoir, at least one regulating device, as described hereinabove. above, mounted in the line, the fluid inlet of the device being mounted upstream and the fluid outlet of the device being mounted downstream, and an electrical network supplying the hydrocarbon production facility, the control device being connected to the electricity grid.
  • the installation includes one or more of the following features:
  • the line comprises at least one fluid injection well or a hydrocarbon production well connected to the hydrocarbon reservoir, and a pipe reaching the well, the regulating device being mounted in the pipe, inside the a false well or inside the well;
  • the installation comprises a plurality of fluid injection and / or hydrocarbon production wells connected to the hydrocarbon reservoir and each comprising the regulation device connected to the electrical network, at least one of the wells being furthermore supplied with electrical energy through the electrical network;
  • the installation comprises a plurality of injection wells and a main station comprising a hydraulic source supplying the injection injection injection wells; and or
  • the installation comprises a main station comprising an electrical source supplying the electrical network, and in which the distance between the wells, via the electric network, is less than the distance between any one of the wells and the main station.
  • the invention also proposes a method of operating a hydrocarbon reservoir, comprising supplying injection fluid to a fluid injection well opening into the hydrocarbon reservoir, and / or producing a hydrocarbon reservoir.
  • hydrocarbons through a hydrocarbon production well from the hydrocarbon reservoir, controlling the flow rate in the injection well and / or the production well with a regulating device, as described above, and the conversion of energy resulting from braking into electrical energy by the converter of the regulating device, and supplying an electrical network of hydrocarbon production plant via the converter via the connection of the regulating device with the said electrical energy.
  • the method may further include the use of said electrical energy for injection fluid feed and / or hydrocarbon production.
  • FIG. 1 represents an example of a method of operating a hydrocarbon reservoir.
  • Figure 2 shows an example of a hydrocarbon production facility.
  • FIGS. 3 and 4 show examples of devices for regulating the flow rate of a fluid in a hydrocarbon reservoir well.
  • a device for regulating the flow of a fluid in a hydrocarbon reservoir well includes a fluid inlet, a fluid outlet, and a fluid flow control system between the fluid inlet and the fluid outlet.
  • the fluid flow control system is adapted to the braking of the fluid, and the device further comprises a power converter resulting from the braking of electrical energy and a connector adapted to the supply by the converter of an electrical network. hydrocarbon production facility.
  • This device allows a regulation of the injection rate of a fluid in a hydrocarbon reservoir well ensuring a good energy balance of the hydrocarbon production facility which includes the well. Indeed, the device recovers a part of the hydraulic fluid fluid, whose flow is to be regulated, during braking, and reuses this "exergy" (ie extracted energy) wisely by reinjecting it, thanks to the connections, into an electrical network supplying hydrocarbon production facility to which the well belongs.
  • the electrical source traditionally supplying the installation can be reduced in size.
  • the electrical energy recovered by the converter is recovered at the well and sent to the local power grid. The electrical energy remains at the level of this local network and is used there, which implies relatively small distances of electricity transmission.
  • the mechanical energy extracted with the flowing fluid, resulting from the braking is therefore at least partly carried outside the device, which has the advantage of avoiding fluid heating which would degrade the fluid and its viscosity (especially in the presence of polymer solution).
  • the braking can be achieved through a braking system which can include a machine, for example, synchronous electric, adapted to produce energy, that is to say operating as a "generator".
  • the energy converter may for example comprise a dynamoelectric machine, e.g. participating in braking.
  • connection is adapted to the supply by the converter of an electrical network installation of hydrocarbon production.
  • the device is adapted, via the connector which conventionally comprises electrical connectors, to supply the electrical energy recovered as a result of braking to an electrical network serving the hydrocarbon production facility which is part the well whose flow of fluid is regulated by the device. This allows optimization of the sizing of the installation, particularly in terms of energy sources.
  • the device may be included in a hydrocarbon production facility comprising a fluid injection line and / or a hydrocarbon production line.
  • the injection line and / or the production line is connected to a hydrocarbon reservoir.
  • the installation comprises at least one version of the regulating device mounted in the line.
  • the regulating device can therefore regulate the flow of the fluid in an injection line. It may be in this case any type of fluid to be injected into the reservoir, for example in the context of the EOR, for example a fluid comprising a viscous solution, eg containing polymers. It can also be a fracturing gel, for example thixotropic. But the device can alternatively or also (another copy of the device in this case) regulate the flow of fluid in a production line.
  • the fluid is then the hydrocarbon produced by the production well that includes the production line.
  • the device can be both mounted in a fluid injection line and / or a hydrocarbon production line of the hydrocarbon production facility.
  • the fluid inlet of the device is mounted upstream (surface side in the case of an injection line and reservoir side in the case of a production line) and the fluid outlet of the device being mounted downstream (side surface in the case of a production line and tank side in the case of an injection line).
  • the installation is powered by an electrical network.
  • the regulating device is then connected to the electrical network via its connections.
  • Such an installation makes it possible to recover the hydrocarbons contained in the tank optimized from an energy point of view (and thus the sizing of the energy sources), thanks to the use of exergy (in the form of electrical energy supplied by the converter) resulting from the braking of the fluid.
  • the fluid to be injected can arrive at a pressure that is too high (eg from a hydraulic pump located at a base station remote from the wellhead, eg feeding a manifold via a pipe serving several injection wells), and the regulating device then makes sure to slow down the flow of the fluid.
  • the hydrocarbon in a production line, can be produced at too high pressure, e.g. at least during an initial phase called "eruptive", and the control device then allows to brake the hydrocarbon product.
  • the regulation device makes it possible to recover the energy resulting from the braking (during the possible braking phases) and to supply the electrical network of the installation with.
  • the power source which can be at the same base station mentioned above, can then have a smaller dimensioning.
  • the power of the network being potentially increased, the hydraulic pump (and the pipe supplying the eventual manifold) may also have smaller sizing.
  • the power grid can also better serve as a source of energy, in cases where it is desired to increase the flow of an injection or production well.
  • the regulation device especially when it is used for each of the wells of the installation, thus allows a good mutualization of the energy resources between the wells, and also between the different types of energy supplied to the installation (electrical and hydraulic ). This allows optimized and less expensive production of hydrocarbons.
  • the installation may comprise several injection and / or production wells (and thus several injection and / or production lines), each regulated by a less exemplary device.
  • the devices of each of the wells, or other elements of each well that can operate with electrical energy, can then be connected to the electrical network.
  • each well provides electrical energy to the network, through the device, during flow braking within the well, and each well also receives electrical energy from the network when it needs it. Therefore, the device allows such an installation to best pool energy resources.
  • Figure 1 shows an example of such a method of operating a hydrocarbon reservoir using the device and resulting in the production of hydrocarbons. The process is carried out continuously, so that the various steps are substantially simultaneous and executed continuously, FIG. 1 being illustrative as to the order of the steps.
  • the method of the example comprises injecting (S100, S200) a fluid into a hydrocarbon reservoir using the device.
  • the fluid may be a viscous solution, particularly a polymer solution.
  • the addition of polymer makes it possible, in fact, to increase the viscosity of the solution relative to that of water, from a few centipoise to several tens of centipoise, to approximate the viscosity of the oil in place in a reservoir of water.
  • hydrocarbons in order to create a flow resistance for improving the viscous water injection scavenging in said hydrocarbon reservoirs.
  • the use of the device makes it possible not to degrade the polymers possibly present in the fluid (by externalization of the energy resulting from the braking).
  • the injection comprises the fluid supply S100 of the fluid injection well opening into the hydrocarbon reservoir.
  • the injection also comprises the regulation S200 of the injection rate of the fluid in the hydrocarbon reservoir with the device.
  • the recovery of hydrocarbons is improved thanks to the injection (S 100, S200), as is known from the technique of the EOR by injection of chemicals (such as polymers, biopolymers, associated or not with surfactants , etc).
  • the method of the example also comprises the recovery (SI 10, S200) of hydrocarbons by at least one production well starting from the tank using the device, comprising the production SI 10 and the regulation S200 of the flow rate in the production well. with the regulating device.
  • the method also includes a S600 production of non-device-utilizing hydrocarbons, which is in the figure subsequent to the other steps to illustrate the secondary or tertiary recovery of hydrocarbons, subsequent to the injection and characteristic of EOR. Obviously, this later recovery can also use the device if desired. More generally, an operating method may include SI and / or S600.
  • the method of the example comprises the energy conversion S400 of energy braking electrical converter by the converter of the regulating device, and the S500 power supply of an electrical network of hydrocarbon production facility by the converter via the connection of the regulating device with said electrical energy.
  • the method can utilize said electrical energy for the S 100 supply of injection fluid and / or the SI 10 and / or S600 production of hydrocarbons, which is represented by dashed arrows in the figure.
  • the device may be powered by the exergy in question to perform the S200 regulation. This optimizes the energy balance of the installation.
  • S200 regulation can be done for each well independently of other wells (production and / or injection). The method therefore uses a different copy of the same device per well.
  • the S200 regulation of the injection flow rate can be done for each injection well independently of the other injection wells (i.e. the injection flow rates may be different).
  • the regulation is therefore adapted to the conditions of each of the wells, and overall hydrocarbon recovery is thus improved, with less degradation of the polymers, lower consumption, and an overall improved economy.
  • the fluid flow control system may include a fluid transfer system from the fluid inlet to the fluid outlet adapted to perform fluid transfer by volumetric displacement of the fluid, and a braking system of the displacement speed. volumetric fluid. This allows, as explained later, a substantially isentropic regulation of the flow, and thus a less degradation of possible polymers present in the fluid, and a maximization of the energy recovered by the converter.
  • the fluid transfer system may comprise a stationary part and a displaceable part adapted to carry out the transfer of the fluid by volumetric displacement of the fluid when the movable part is moved relative to the fluid. stationary part.
  • the displaceable part can then be adapted to be driven in displacement relative to the stationary part by the fluid when the pressure at the fluid inlet is greater than the pressure at the fluid outlet, and the braking system is adapted to the braking of the part. displaceable.
  • the device can be provided simply for the transfer naturally occurs when the inlet pressure is greater than the outlet pressure, the brake system s Opposing then this natural flow. The device then judiciously recovers the exergy produced, by converting it into electrical energy and supplying the electrical network of the installation with, so that the whole installation can benefit from it.
  • the device comprises a stator, a rotor, and the regulating system regulates the speed of rotation of the rotor relative to the stator.
  • the rotor may be rotatably mounted relative to the stator, for example along an axis from the fluid inlet to the fluid outlet.
  • the stator and the rotor form progressing cavities from the fluid inlet to the fluid outlet when the rotor is rotated relative to the stator.
  • the rotor thus constitutes the displaceable part and the stator the stationary part.
  • This device makes it possible to regulate the flow rate of a fluid in a hydrocarbon reservoir well that is easy to implement, particularly adapted in terms of geometry to a line for injecting a fluid opening into a hydrocarbon reservoir and comprising a injection well, or at a production line of a fluid leaving a production well and comprising a production well.
  • the device has low risks of mechanical wear, and does not degrade any polymers contained in the fluid, even at the high flow rates that are usual for injection into a hydrocarbon reservoir.
  • the device may in particular be provided for regulating a fluid injection rate in a reservoir.
  • the device is adapted to be mounted in a fluid injection line in a reservoir and to control the flow of the fluid downstream (ie tank side), so that the fluid can be injected into the reservoir at a desired rate.
  • the device comprises a fluid inlet, a fluid outlet, and an assembly comprising a stator and rotor which form progressive cavities adapted to the fluid transport, as well as adequate sizing.
  • the stator + rotor assembly thus constitutes a fluid transfer system from the fluid inlet to the fluid outlet, thus along the axis of rotation of the rotor.
  • the device can be mounted in an injection line fed with fluid and opening into the reservoir, the fluid inlet of the device being mounted upstream (ie fluid supply side) and the fluid outlet of the device being mounted in downstream (ie tank side).
  • the rotor may, as mentioned above, be rotatably mounted relative to the stator along an axis of rotation which goes (substantially) from the fluid inlet to (substantially) the fluid outlet.
  • the axis of rotation of the rotor is substantially longitudinal, in the direction of flow of the fluid in the injection line.
  • the device can extend in length in the injection line or production, and thus have a geometry particularly suitable for the injection line or production.
  • the transfer of the fluid being in the direction of flow the device is particularly suitable for minimizing the degradation of any polymer chains contained in the fluid.
  • the fluid transfer system ensures the flow of fluid from the inlet to the outlet, and thus ensures the flow of fluid to its destination. Since the fluid transfer system transfers the fluid through progressing cavities, the fluid transfer system is adapted to carry out the fluid transfer by volumetric displacement of the fluid. This means that the transfer system transfers the fluid from the fluid inlet to the fluid outlet by moving constant volumes of the fluid (the volumes being defined by the progressing cavities), which is explained more in detail below.
  • the regulation of the flow of the fluid thus transferred is ensured by the regulation system, which is in this case adapted to regulate the rotational speed of the rotor relative to the stator, and consequently the volumetric displacement velocity of the fluid produced by the system. transfer.
  • the rotation of the rotor relative to the stator displaces predetermined volumes of the fluid, and the control system regulates the speed of this displacement.
  • the control system is adapted to regulate, e.g. mechanically, electrically, hydraulically and / or magnetically, the speed of rotation of the rotor relative to the stator.
  • This transfer system is simple to implement. This makes it possible to regulate the flow of fluid at the outlet of the device.
  • the control system can perform any type of regulation suitable for injecting fluid into a hydrocarbon reservoir, for example for enhanced recovery of hydrocarbons contained in the reservoir.
  • hydrocarbons may contain oils having a high coefficient of viscosity, from a few centipoise (cPo) (for example greater than 3 cPo, for example 5 cPo) to several hundred (for example greater than 100 cPo), or even thousands of centipoise (by example greater than 1000 cPo), which makes the EOR suitable for their production.
  • the device and its control system can be adapted to rotational speeds of the rotor which ensure flow rates adapted to the intended application, which can range from almost zero to a very high value which, in the example of injection of fluid in a tank for EOR purposes, may depend inter alia on properties of the reservoir rock and hydrocarbon target, and for example flow rates greater than 10 m 3 / h, for example of the order of 100 m 3 / h per injection well.
  • the control system can provide a constant flow, which may be calibrated in advance, or variable (i.e. dynamically modifiable, e.g., remotely or automatically).
  • the throughput may be capped by considerations of hardware components of the device.
  • the flow may have a lower bound related to the pressure with which the fluid feeds the input of the device.
  • the control system can provide a variable flow by varying the speed of rotation of the rotor.
  • different versions of the same device can be used for different cases where the desired flow rate is different.
  • This also makes it possible to optimize the flow rate according to the conditions of the reservoir, for example hydrocarbon production conditions.
  • the control system can regulate the speed depending on the physical and / or geological characteristics of the reservoir, or the needs of good management of the production of this hydrocarbon reservoir.
  • the control system can regulate the speed according to criteria provided to the device to ensure an efficiency of optimal scanning of the oil in place in the tank.
  • the injection pressure that will vary with the flow injected into the injection well in communication with the reservoir may be determined in advance by the studies jointly conducted by a geoscience team (including geophysicist, geologist, engineer reservoir, geomechanic) and a team specialized in the operation and performance of wells.
  • the fluid transfer system is adapted to perform the transfer of fluid by volumetric displacement of the fluid.
  • the transfer system admits the incoming fluid by successive volume elements which it itself defines the dimension by its own design, for example with physical walls, elements which it then moves, to constant volume (even if the shape of the volume elements can be changed), to the output.
  • the volume may not be perfectly constant, but rather substantially constant, in that there may be leakage rates resulting in small volume variations. for example due to mechanical deformations of the device under the action of the pressure forces involved during this movement.
  • the concept of volumetric displacement is known in the field of positive displacement pumps.
  • a positive displacement pump is indeed a pump performing a volumetric displacement of fluid, by a mechanical action performed by a mechanism providing positive mechanical energy to the pump.
  • the device may form or include a positive displacement pump, but it may also include only the portion of the positive displacement pump that does not include the mechanism providing positive mechanical energy.
  • the device can in both cases correspond to a positive displacement pump, in that it can in both cases include the transfer system of the positive displacement pump, that is to say the part of the positive displacement pump. volumetric displacement (without understanding the mechanism providing positive mechanical energy).
  • the transfer system can thus be that of a volumetric pump with progressing cavities, and in particular a helical pump with progressing cavities with eccentric rotor (commonly known as the "Sparrow” pump by the name of its inventor), the most adapted to the geometry of the injection or production lines of hydrocarbon production facilities.
  • the device can regulate an injection flow rate by a volumetric displacement. whose speed is regulated.
  • the fluid experiences fewer shear stresses and experiences reduced entropy creation compared to solutions operating at a restriction end of the duct section.
  • the fluid is therefore less degraded. This is particularly advantageous in the case where the fluid is a polymer solution.
  • the device can indeed regulate the injection rate without degrading the polymer chains, and at the relatively high rates envisaged for the EOR.
  • the system since it is sufficient to regulate the speed of rotation of the rotor to regulate the injection rate, the system is simple to implement and relatively small, especially since it can extend in length in the injection line.
  • the mode of displacement of the fluid makes it possible to obtain a regular injection flow rate, or even a constant flow rate, so without hydraulic cuts as there are, for example, in the conventional case of using reciprocating piston piston metering pumps. This advantage is particularly significant for extending the life of the equipment, the quality of the fluids and the effectiveness of the processes implemented.
  • the stator may be of deformable material, preferably elastomer for a simple embodiment. Thanks to this material, the stator can be mounted tightly around the rotor (ie the stator exerts a pressure on the rotor in the state of rest), unlike the traditional pumps with indeformable stator which require a rigid game in order to ensure the lubrication of the system. Indeed, due to its deformability, the stator deforms during operation, which ensures lubrication by temporary creation of a game with between the stator and the rotor. This allows the device to adapt to a potentially fluctuating viscosity of the fluid. In addition, the fluid experiences even less shear, and the device performs a more efficient fluid transfer.
  • the injection rate thus obtained is independent of the viscosity of the fluid.
  • the device has a better life, undergoing less wear due to friction with the fluid and being more tolerant to the presence of high proportions of solid particles.
  • Such a device because of its exceptional ability to transfer very viscous fiuid (up to several thousand centipoise) and fluids charged with high proportions of solids (up to several tens of% vol), allows to consider additional applications, for example the injection of viscous gels, eg of fracturing, eg with a viscosity greater than 1000 centipoise (eg around 5000 centipoise), for example thixotropic gels, as used for the hydraulic fracturing of rocks at the bottom of the wells.
  • these gels can be loaded with solid particles, said proppants (in English, "proppants”), intended to keep open the fracturations created in the rock by the fluid injected.
  • the rotor can be metallic, for example chromed steel, for a long life and good strength.
  • the rotor may further be adapted to be rotated relative to the stator by the fluid when the pressure at the fluid inlet is greater than the fluid outlet pressure.
  • the injection line can, as it is will see later in more detail, be powered by a pump delivering a pressure greater than the pressure of the tank.
  • the device judiciously uses this pressure differential to move the fluid.
  • the rotational speed control system of the rotor may comprise a rotor braking system.
  • the pressure differential can, in the absence of any braking, drive the rotor in rotation relative to the stator to a certain speed, involving a corresponding velocity of volumetric displacement.
  • the braking system can reduce this speed, and therefore regulate the flow.
  • the braking system can exert a variable braking (ie exert different braking forces, dynamically modifiable), which allows to regulate dynamically the flow.
  • the braking can be slaved to the input pressure and / or the fluid outlet pressure of the device, which can be known or measured by a sensor provided for this purpose.
  • the braking can also or alternatively be slaved to the speed of movement of the rotor, in order to deliver the desired injection rate. This is possible for example if the device comprises a counting system of this speed. More generally, the device may comprise a system for counting the fluid flow rate at the fluid outlet, ie the injection flow rate in the fluid injection application.
  • the device comprises a mechanical energy recovery system resulting from the braking of the rotor, by converting it into electrical energy (i.e. the energy converter resulting from braking into electrical energy).
  • electrical energy i.e. the energy converter resulting from braking into electrical energy.
  • the system for regulating the speed of the volumetric displacement of the fluid may furthermore or alternatively comprise a motor, e.g. synchronous, adapted, reversibly if necessary, to drive the rotor in rotation with respect to the stationary part.
  • the device forms a volumetric motor pump. This allows to feed the injection line if necessary with less pressure, when a pump as mentioned above is used for this purpose.
  • the same engine can also be adapted to perform the braking mentioned above.
  • the motor can be synchronous and controlled by a voltage variator, e.g. alloyed with braking, which can be either rheostatic, magnetic or eddy current.
  • a voltage variator e.g. alloyed with braking
  • the braking energy is recovered to an electrical network, and / or to participate in the power supply of the device.
  • a storage reserve can also be provided for the energy thus produced with braking.
  • the storage pool can take the form of a battery.
  • the reserve can be used as a "buffer" to facilitate the regulation of the whole, for example as a complementary energy supplier available for start-up.
  • FIG. 2 represents a plant 20 for producing hydrocarbons comprising the device, eg adapted to carry out the process of FIG.
  • the installation 20 comprises a fluid injection line consisting of several pipes in which the injection fluid flows.
  • the injection line comprises in particular several fluid injection wells 38 opening into the reservoir 26 of hydrocarbons.
  • the plant 20 also includes a production line, consisting of several pipes in which the hydrocarbon extracted from the tank 26 flows.
  • the production line includes several hydrocarbon production wells starting from the hydrocarbon reservoir 26.
  • Three injection wells 38 and two production wells 39 are shown in the figure, but any number suitable for optimum coverage of the reservoir 26 is conceivable to take account of the geological complexity of the reservoir, the quality of the fluids present in the reservoir. , the geographical location of the reservoir (on land, at sea, very deep sea), and the inherent constraints.
  • the injection line comprises an injection fluid line 34 supplying fluid to a manifold 40.
  • the injection fluid line 34 is a main line receiving the fluid and distributing it to all the injection wells 38 drilled in the reservoir 26 via a manifold (here the manifold 40), acting as distributor.
  • the injection fluid line 34 is located on a seabed 24, and is fed by a "riser” 32 (ie a substantially vertical pipe) coming from a main station, eg in this case a floating production unit, storage and unloading device 28 (known under the acronym FPSO for "Floating Production Storage and Offloading") located on the marine surface 22.
  • the injection fluid line 34 is more particularly supplied with fluid by a main pump 42 constituting a hydraulic source and located on the FPSO 28.
  • the installation 20 is indeed for an application on the high seas ("offshore"), but the principle remains the same for a terrestrial application, in which case, in the absence of FPSO and riser, the injection fluid line would be directly fed by the main pump.
  • the production line is represented by dashed downstream (towards the surface, opposite production wells 39), but in reality it leads to one or more unrepresented surface production sites for clarity.
  • the injection line also comprises several ducts 36 each connecting the manifold 40 to a respective injection well 38.
  • Each well 38 is connected to a respective wellhead 44 installed on the seabed 24.
  • a respective regulating device 50 is mounted downstream of the manifold 40 and upstream of the wellhead 44 as illustrated in FIG. 2, the fluid inlet of the device being mounted upstream and the fluid outlet of the device being mounted downstream.
  • each well 39 is connected to a respective wellhead 44 installed on the seabed 24.
  • a control device 50 respective is mounted upstream of the branch 41 where the lines of the wells 39 meet, the fluid inlet upstream and the fluid outlet downstream.
  • the installation 20 retains an optimal infrastructure, with a single injection fluid line 34, a manifold 40 distributing the injection fluid to several wells 38 drilled to the tank 26, while allowing a control of the flow rate fluid injection case by case, according to the well 38 considered, and without degradation of polymers possibly contained in the injection fluid and without excessive consumption of hydraulic energy (minimal entropy created), through the allocation to each well 38 devices 50 can indeed regulate the injection rate locally, independently of each other.
  • the regulating devices 50 may in particular be mounted in the conduits 36. This allows a simple implementation. In particular, the devices 50 can be mounted inside a false well, not shown in the figure. This makes it possible to reduce the surface footprint of the installation 20. Indeed, in the context of the EOR, for the targeted flow rates, the regulation device described can be relatively bulky, and for example have a length greater than 1 meter. , eg of the order of ten meters. Passing the ducts 36 into a false well and mounting the devices 50 in the ducts 36, inside the false wells therefore allows better use of the space whether in offshore where having space requires expensive infrastructure, or "onshore" where environmental constraints may lead to preferring to put equipment in wells dug in the ground.
  • the regulation device 50 is connected to the electrical network 61, via its connections (operating at the level of the well heads 44 in the example, themselves being connected to the electrical network 61 in the example).
  • all injection wells 38 or production wells 39 are supplied with electrical energy by the electrical network 61.
  • This bidirectionality between the devices 50 and the electrical network is represented by the two-way arrows between the main part of the electrical network. 61 and the wellheads 44.
  • the installation 20 comprises at the main station 28 an electrical source 43 supplying the electrical network.
  • the distance between the wells (38,39), via the electrical network 61 ie the "electrical" distance, ie the distance following the power lines of the network
  • the installation 20 therefore allows local reuse, and therefore particularly judicious from the point of view of the energy balance, the energy recovered from the various possible braking realized by the different regulating devices 50 used in the installation by well 38 or 39.
  • FIGS. 3 and 4 illustrate an example of the device for regulating the flow rate of a fluid in a hydrocarbon reservoir described above, and which can therefore be used in fluid injection processes and / or hydrocarbon generation described, including the method of Figure 1, and can be included in a hydrocarbon production facility, including the installation 20 of Figure 2.
  • Such a configuration of the device allows a relatively very precise control flow, with relatively little degradation of the fluid and very little degradation of mechanical energy.
  • FIG. 3 shows the control device 50 of the example, comprising the stator 52 and the rotor 54, rotatably mounted with respect to the stator 52.
  • the rotor 54 is mounted inside the stator 52 in a housing that can be seen through the open view of the stator 52 shown in the figure.
  • the rotor 54 and the housing are helically shaped.
  • the speed control system of the rotor 54 comprises the motor 56, which can be synchronous and be adapted to drive the rotor 54 in rotation with respect to the stator 52.
  • the device 50 forms a helical geared displacement pump. with an eccentric rotor, in particular a "sparrow" type pump in the example illustrated.
  • the helical shapes of the rotor 54 and the housing (stator) are such that progressing cavities 58, shown filled with a volume of fluid in the figure, are formed and move the fluid from the fluid inlet 62 to the fluid outlet. 64, which define the axis of rotation of the rotor 54.
  • the flow of the fluid is represented by arrows 66 in the figure.
  • Such a pump makes it possible to carry out a fluid flow particularly suitable for a polymer solution. Indeed, the device 50 causes little degradation of the polymer chains, and is both accurate and resistant to injection rates (and therefore rotational speeds of the rotor), for example several hundred revolutions per minute.
  • the rotor 54 is adapted to be driven in displacement relative to the stator by the fluid itself when the pressure PI at the fluid inlet 62 is greater than the pressure P2 at the fluid outlet 64.
  • PI pressure is generally known.
  • the pressure P2 can be measured by a pressure sensor 68 at the fluid outlet 64.
  • the motor 56 can also constitute a braking system, the motor then being adapted to brake the rotor 54 or to turn it into rotation. function of PI, P2 and the desired injection rate, so as to achieve this desired injection rate.
  • FIG. 4 shows an example of an operating diagram of the motor 56.
  • the synchronous motor 56 is coupled to a voltage regulator 70 which regulates the power supply according to the desired flow rate and the pressure P2 measured by the sensor 68. This makes it possible to control the speed of rotation of the rotor 54.
  • Controlling the flow rate with a device such as the eccentric rotor pump 50 is much simpler and more accurate than with dynamic systems (centrifugal, venturi or calibrated orifice with or without a needle or other hydraulic passage restriction system, for example capillary tubes).
  • the device 50 is suitable for polymer solutions because it does not degrade the polymer chains. It is also robust and allows working with the presence of sand or other solid particles more or less abrasive as the proppant. It is therefore very unlikely to generate accumulations of organic or inorganic deposits as could be other systems.
  • the device 50 can be adapted in underwater version for use in offshore. In addition, its maintenance, including the replacement of the rotor, is easy.
  • the sections of the rotor 54 and the housing in the stator may have, respectively, two and three vertices.
  • the device 50 is particularly suitable in the case where PI is greater than P2 and the motor 56 acts as a braking system.
  • the sections of the rotor 54 and the housing in the stator may have, respectively, three and four vertices (motor).
  • the device 50 is particularly suitable in the case where P1 is less than P2 and the motor 56 drives the rotor 54 in rotation.
  • the rotor 54 may be metallic, preferably chromed steel.
  • the stator 52 may be of deformable material, for example an elastomer.
  • the stator 52 can undergo deformations allowing the creation of a leakage flow, as mentioned above, allowing a lubrication of the device 50.
  • the precise shapes, dimensions and materials can be provided to optimize and control the flow leakage in order to have the effect of lubrication with a minimum of shear fluid and a good distribution of the work of the braking forces or overpressure of the fluid in all the cavities, all along the rotor and the stator. They can also be adapted to the conditions of temperature and pressure of the injected fluid, for example a spinner type pump with a metal stator may also be considered to withstand higher temperatures, for example above 120 ° C.

Abstract

L'invention concerne un dispositif (50) de régulation du débit d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures, comprenant une entrée de fluide (62), une sortie de fluide (64), un système de régulation (52,54,56) du débit du fluide, entre l'entrée de fluide et la sortie de fluide, adapté au freinage du fluide, un convertisseur d'énergie issue du freinage en énergie électrique, et une connectique adaptée à l'alimentation par le convertisseur d'un réseau électrique d'installation de production d'hydrocarbures. Le dispositif permet une régulation du débit d'injection d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures améliorée.

Description

FREINAGE D'UN FLUIDE DANS UN RESERVOIR D'HYDROCARBURES
La présente invention concerne un dispositif de régulation du débit d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures, ainsi qu'une installation de production d'hydrocarbures comprenant le dispositif, et un procédé d'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbures utilisant le dispositif.
On connaît l'utilisation de solutions de polymère, notamment de polyacrylamide, dans le cadre de la récupération assistée des hydrocarbures contenus dans une formation souterraine (technique dite « EOR », pour « Enhanced Oil Recovery »). Ainsi, après les opérations de récupération d'hydrocarbures au moyen de la pression naturelle du gisement, dite « primaire », voire par injection d'eau ou de gaz (« récupération secondaire ») pour maintenir la pression de la formation souterraine, on procède généralement à une récupération d'hydrocarbures pouvant être qualifiée de« secondaire » ou « tertiaire » en fonction des étapes antérieures effectivement mises en œuvre, au cours de laquelle on injecte une solution de polymère dans la formation souterraine par un ou plusieurs puits d'injection, et on extrait un mélange d'hydrocarbures et de solution de polymère par un ou des puits de production. On préfère utiliser une solution de polymère, et non de l'eau, en raison de la mobilité souvent trop grande de l'eau par rapport à celle de l'huile en place dans la formation souterraine : l'efficacité du balayage est améliorée en ajoutant du polymère à l'eau d'injection, de même que les conditions de production, par exemple du fait d'un pourcentage d'eau produite réduit dès lors que la viscosité de l'huile en place est supérieure à celle de l'eau. On obtient ainsi un taux de récupération de l'huile en place plus important sur la durée de production, et notamment au moment où il est communément décidé d'arrêter la production, par exemple du fait d'un pourcentage d'eau produite trop élevé rendant l'exploitation non économique.
Le débit d'une telle injection de fluide peut de manière avantageuse être régulé par un dispositif de régulation prévu à cet effet.
Par exemple, lorsque plusieurs puits d'injection sont utilisés, il est généralement nécessaire d'opérer à des pressions différentes selon les puits, afin de s'adapter à la configuration locale de la formation souterraine, et de corriger les effets de l'hétérogénéité de ladite formation souterraine. Or, plusieurs puits d'injection (ou tous les puits d'injection) sont généralement alimentés en fluide par une même source de solution de polymère. Il est donc nécessaire de réguler le débit pour chaque puits d'injection, notamment dans le cadre de l'exploitation en mer (en offshore).
On connaît divers dispositifs, sous forme de systèmes fixes, par exemple des plaques à orifices interchangeables de manière à adapter la section de passage du fluide au besoin, ou bien sous forme de vannes de contrôle, prévus pour une telle régulation.
Par exemple, la société Cameron Willis propose un modèle de vanne de contrôle qui consiste en une cage percée de trous. L'entrée du fluide s'effectue sur le pourtour de la cage, et la sortie se trouve au centre de la cage. La surface accessible pour l'entrée du fluide est ajustée par un piston mobile se déplaçant parallèlement à l'axe de la cage. Pour un débit donné, la perte de charge (i.e. de pression) subie par le fluide en traversant cette vanne de contrôle augmente lorsque la surface accessible à l'entrée du fluide diminue. Toutefois, ce système, comme la plupart des autres systèmes opérant par cisaillement du fluide, conduit d'une part à une importante et irréversible dissipation d'énergie mécanique (pression hydraulique) en chaleur, et d'autre part à une forte dégradation des solutions de polymère utilisées pour la récupération assistée d'hydrocarbures, et par conséquent à une diminution de la viscosité de celles-ci, ce qui nuit fortement à leur efficacité.
Par ailleurs, le document US 4,510,993 décrit une vanne de contrôle de débit pour les solutions de polymère, dans laquelle le débit est régulé par une aiguille pénétrant dans un orifice. Le document indique que les polymères ne sont pas dégradés tant que le débit ne dépasse pas 30 gallons/min, soit 7 m3/h. Toutefois, il est connu qu'une telle géométrie (type vanne pointeau) opère aussi par cisaillement et donc dégrade elle aussi l'énergie hydraulique et la viscosité du fluide qu'elle « lamine ». Ainsi, la dégradation des solutions de polymère dans ce type de système devient élevée à des débits, plus réalistes, de l'ordre de 100 m3/h. En outre un tel système présente des risques importants d'usure mécanique.
Le document US 3,477,467 décrit une vanne de contrôle de débit appropriée pour une solution de polymère, dans laquelle la perte de charge est obtenue en faisant passer la solution de polymère dans un tube vertical rempli de sable ou de billes. L'ajustement de la quantité de sable ou de billes permet de réguler le débit. Toutefois, ce système présente également l'inconvénient de dégrader irréversiblement l'énergie hydraulique du fluide ainsi que la viscosité des solutions de polymère, et il présente également des risques importants d'usure mécanique de la vanne et d'endommagement du milieu poreux avec le temps. De plus, sa mise en œuvre est difficile.
Le document US 4,617,991 propose un système de contrôle de débit comprenant un dispositif actionné par le transport d'une solution de polymère, tel qu'une pompe hydraulique ou un moteur. Le système permet d'éviter la dégradation d'une solution de polymère à faible débit (au plus 1,3 m3/h environ). Toutefois, il ne permet pas d'éviter le phénomène de dégradation à un débit plus élevé. En effet, bien que l'énergie soit dissipée à l'extérieur plutôt qu'à l'intérieur de la conduite, la dégradation reste fonction de la géométrie du système de dissipation à l'intérieur de la conduite. La géométrie du système de contrôle n'est par ailleurs pas optimisée pour une ligne d'injection d'un fluide dans un réservoir d'hydrocarbures. Enfin, ce système n'est pas optimal du point de vue du bilan énergétique de l'installation pétrolière.
Le document US 4,276,904 décrit un appareil permettant de modifier un débit de fluide en faisant passer le fluide dans un nombre limité de tubes de différentes longueurs et différents diamètres. La perte de charge, obtenue là encore par cisaillement du fluide, due cette fois à la friction régulière du fluide sur la paroi interne des tubes, est ajustée en faisant passer le fluide dans une des combinaisons entre les différents tubes. Ce système est volumineux, difficile à mettre en œuvre (l'appareil comprend notamment un grand nombre de vannes, qu'il faut actionner indépendamment, à la sortie de chacun des tubes) et peu flexible (c'est-à-dire qu'il permet difficilement un ajustement fin de la perte de charge et du débit). Un tel système ne peut pas permettre de créer une perte de charge suffisante à un débit élevé. De plus, cette solution entraîne elle aussi une dégradation irréversible d'énergie hydraulique en chaleur et de la viscosité du fluide.
Le but de la présente invention est de fournir un dispositif de régulation du débit d'injection d'un fluide dans un réservoir d'hydrocarbures palliant au moins partiellement les inconvénients précités.
Plus particulièrement, l'invention vise à fournir un dispositif permettant une régulation du débit d'injection d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures permettant un bon bilan énergétique de l'installation de production d'hydrocarbures dont fait partie le puits, éventuellement en présence d'injection d'un fluide dans un réservoir d'hydrocarbures dans le cadre de l'EOR.
A cette fin, la présente invention propose un dispositif de régulation du débit d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures, comprenant une entrée de fluide, une sortie de fluide, un système de régulation du débit du fluide, entre l'entrée de fluide et la sortie de fluide, adapté au freinage du fluide, un convertisseur d'énergie issue du freinage en énergie électrique, et une connectique adaptée à l'alimentation par le convertisseur d'un réseau électrique d'installation de production d'hydrocarbures.
Suivant des modes de réalisation préférés, le dispositif comprend une ou plusieurs des caractéristiques suivantes :
• le système de régulation du débit du fluide comprend un système de transfert de fluide depuis l'entrée de fluide vers la sortie de fluide adapté à réaliser le transfert du fluide par déplacement volumétrique du fluide, et un système de freinage de la vitesse de déplacement volumétrique du fluide ; • le système de transfert de fluide comprend une partie stationnaire et une partie déplaçable adaptées à réaliser le transfert du fluide par déplacement volumétrique du fluide lorsque la partie déplaçable est mise en déplacement par rapport à la partie stationnaire, la partie déplaçable étant adaptée à être entraînée en déplacement par rapport à la partie stationnaire par le fluide lorsque la pression en entrée de fluide est supérieure à la pression en sortie de fluide, et le système de freinage étant adapté au freinage de la partie déplaçable ;
• la partie stationnaire et la partie déplaçable forment des cavités progressantes depuis l'entrée de fluide vers la sortie de fluide, lorsque la partie déplaçable est mise en déplacement par rapport à la partie stationnaire ;
• la partie stationnaire est un stator et la partie déplaçable est un rotor monté en rotation par rapport au stator ;
• le rotor est monté en rotation par rapport au stator selon un axe allant de l'entrée de fluide vers la sortie de fluide ;
• le rotor est monté dans un logement à l'intérieur du stator, le rotor et le logement étant de forme hélicoïdale ; et/ou
• le système de régulation du débit du fluide comprend un moteur adapté à entraîner le rotor en rotation par rapport au stator, le dispositif formant une pompe à rotor excentré.
L'invention propose également une installation de production d'hydrocarbures comprenant une ligne d'injection de fluide et/ou une ligne de production d'hydrocarbures reliée à un réservoir d'hydrocarbures, au moins un dispositif de régulation, tel que décrit ci-dessus, monté dans la ligne, l'entrée de fluide du dispositif étant montée en amont et la sortie de fluide du dispositif étant montée en aval, et un réseau électrique alimentant l'installation de production d'hydrocarbures, le dispositif de régulation étant connecté au réseau électrique.
Suivant des modes de réalisation préférés, l'installation comprend une ou plusieurs des caractéristiques suivantes :
· la ligne comprend au moins un puits d'injection de fluide ou un puits de production d'hydrocarbures relié au réservoir d'hydrocarbures, et une conduite arrivant au puits, le dispositif de régulation étant monté dans la conduite, à l'intérieur d'un faux puits ou à l'intérieur du puits ;
• l'installation comprend plusieurs puits d'injection de fluide et/ou de production d'hydrocarbures reliés au réservoir d'hydrocarbures et comprenant chacun le dispositif de régulation connecté au réseau électrique, au moins l'un des puits étant en outre alimenté en énergie électrique par le réseau électrique ; • l'installation comprend plusieurs puits d'injection et une station principale comprenant une source hydraulique alimentant les puits d'injection en fluide d'injection ; et/ou
• l'installation comprend une station principale comprenant une source électrique alimentant le réseau électrique, et dans laquelle la distance entre les puits, via le réseau électrique, est inférieure à la distance entre l'un quelconque des puits et la station principale.
L'invention propose également un procédé d'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbures, comprenant l'alimentation en fluide d'injection d'un puits d'injection de fluide débouchant dans le réservoir d'hydrocarbures, et/ou la production d'hydrocarbures par un puits de production d'hydrocarbures partant du réservoir d'hydrocarbures, la régulation du débit dans le puits d'injection et/ou dans le puits de production avec un dispositif de régulation, tel que décrit ci-dessus, et la conversion d'énergie issue du freinage en énergie électrique par le convertisseur du dispositif de régulation, et l'alimentation d'un réseau électrique d'installation de production d'hydrocarbures par le convertisseur via la connectique du dispositif de régulation avec ladite énergie électrique.
Le procédé peut comprendre en outre l'utilisation de ladite énergie électrique pour l'alimentation en fluide d'injection et/ou la production d'hydrocarbures.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description qui suit d'un mode de réalisation préféré de l'invention, donnée à titre d'exemple et en référence au dessin annexé.
La figure 1 représente un exemple de procédé d'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbures.
La figure 2 représente un exemple d'installation de production d'hydrocarbures.
Les figures 3 et 4 représentent des exemples de dispositifs de régulation du débit d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures.
On propose un dispositif de régulation du débit d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures. Le dispositif comprend une entrée de fluide, une sortie de fluide, et un système de régulation du débit du fluide entre l'entrée de fluide et la sortie de fluide. Le système de régulation du débit du fluide est adapté au freinage du fluide, et le dispositif comprend en outre un convertisseur d'énergie issue du freinage en énergie électrique et une connectique adaptée à l'alimentation par le convertisseur d'un réseau électrique d'installation de production d'hydrocarbures.
Ce dispositif permet une régulation du débit d'injection d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures assurant un bon bilan énergétique de l'installation de production d'hydrocarbures dont fait partie le puits. En effet, le dispositif récupère une partie de l'énergie hydraulique du fluide, dont le débit est à réguler, lors du freinage, et réutilise cette « exergie » (i.e. énergie extraite) à bon escient en la réinjectant, grâce à la connectique, dans un réseau électrique alimentant l'installation de production d'hydrocarbures dont fait partie le puits. Ainsi, la source électrique alimentant traditionnellement l'installation peut voir son dimensionnement réduit. Par ailleurs, l'énergie électrique récupérée par le convertisseur est récupérée au niveau du puits et acheminée au réseau électrique local. L'énergie électrique reste au niveau de ce réseau local et y est utilisée, ce qui implique des distances de transport d'électricité relativement faibles.
Ainsi, l'énergie mécanique extraite au fluide en écoulement, résultant du freinage, est donc au moins en partie portée à l'extérieur du dispositif, ce qui a l'avantage d'éviter réchauffement de fluide qui dégraderait le fluide et sa viscosité (notamment en présence de solution de polymère). Par exemple, le freinage peut être réalisé grâce à un système de freinage qui peut comprendre une machine, par exemple, électrique synchrone, adaptée à produire de l'énergie, c'est-à-dire fonctionnant en « génératrice ». Le convertisseur d'énergie peut par exemple comprendre une machine dynamoélectrique, e.g. participant au freinage.
Cela permet également d'optimiser le fonctionnement d'un point de vue énergétique, car l'énergie ainsi récupérée peut être utilisée ultérieurement ou en continu, par exemple pour alimenter le système de régulation, ou bien d'autres éléments de l'installation de production d'hydrocarbures, par exemple d'autres puits. La connectique est adaptée à l'alimentation par le convertisseur d'un réseau électrique d'installation de production d'hydrocarbures. En d'autres termes, le dispositif est adapté, via la connectique qui comprend de manière classique des connecteurs électriques, à fournir l'énergie électrique récupérée à la suite du freinage à un réseau électrique desservant l'installation de production d'hydrocarbures dont fait partie le puits dont le débit de fluide est régulé par le dispositif. Cela permet une optimisation des dimensionnements de l'installation, notamment en termes de sources énergétiques.
Le dispositif peut être compris dans une installation de production d'hydrocarbures comprenant une ligne d'injection de fluide et/ou une ligne de production d'hydrocarbures. La ligne d'injection et/ou la ligne de production est reliée à un réservoir d'hydrocarbures. L'installation comprend au moins une version du dispositif de régulation monté dans la ligne. Le dispositif de régulation peut donc réguler le débit du fluide dans une ligne d'injection. Il peut s'agir dans ce cas de tout type de fluide à injecter dans le réservoir, par exemple dans le cadre de l'EOR, par exemple un fluide comprenant une solution visqueuse, e.g. contenant des polymères. Il peut également s'agir d'un gel de fracturation, par exemple thixotrope. Mais le dispositif peut alternativement ou également (un autre exemplaire du dispositif dans ce cas) réguler le débit du fluide dans une ligne de production. Le fluide est alors l'hydrocarbure produit par le puits de production que comprend la ligne de production. Ainsi, le dispositif peut être à la fois monté dans une ligne d'injection de fluide et/ou une ligne de production d'hydrocarbures de l'installation de production d'hydrocarbures. L'entrée de fluide du dispositif est montée en amont (côté surface dans le cas d'une ligne d'injection et côté réservoir dans le cas d'une ligne de production) et la sortie de fluide du dispositif étant montée en aval (côté surface dans le cas d'une ligne de production et côté réservoir dans le cas d'une ligne d'injection).
Dans tous les cas, l'installation est alimentée par un réseau électrique. Le dispositif de régulation est alors connecté au réseau électrique via sa connectique. Une telle installation permet une récupération des hydrocarbures contenus dans le réservoir optimisée d'un point de vue énergétique (et donc du dimensionnement des sources en énergie), grâce à l'utilisation de l'exergie (sous forme d'énergie électrique fournie par le convertisseur) issue du freinage du fluide. En effet, dans une ligne d'injection, le fluide à injecter peut arriver à une pression trop élevée (e.g. depuis une pompe hydraulique située au niveau d'une station de base éloignée de la tête de puits, e.g. alimentant par une conduite un manifold desservant plusieurs puits d'injection), et le dispositif de régulation veille alors à freiner le débit du fluide. Par ailleurs, dans une ligne de production, l'hydrocarbure peut être produit à trop haute pression, e.g. au moins lors d'une phase initiale dite « éruptive », et le dispositif de régulation permet alors de freiner l'hydrocarbure produit. Dans les deux cas, le dispositif de régulation permet de récupérer l'énergie issue du freinage (pendant les éventuelles phases de freinage) et d'alimenter le réseau électrique de l'installation avec. En effet, la source électrique, qui peut se trouver au niveau de la même station de base mentionnée plus haut, peut alors présenter un dimensionnement plus faible. En outre, l'énergie électrique du réseau étant potentiellement accrue, la pompe hydraulique (et la conduite alimentant l'éventuel manifold) peuvent également présenter des dimensionnements plus faibles. En effet, le réseau électrique peut également mieux servir de source d'énergie, dans les cas où l'on souhaite accroître le débit d'un puits d'injection ou de production. Le dispositif de régulation, notamment lorsqu'il est utilisé pour chacun des puits de l'installation, permet donc une bonne mutualisation des ressources énergétiques entre les puits, et également entre les différents types d'énergie fournis à l'installation (électrique et hydraulique). Cela permet une production optimisée et moins coûteuse d'hydrocarbures.
Notamment, l'installation peut comprendre plusieurs puits d'injection et/ou de production (et ainsi plusieurs lignes d'injection et/ou de production) régulés chacun par un moins exemplaire du dispositif. Les dispositifs de chacun des puits, ou d'autres éléments de chaque puits pouvant fonctionner à l'énergie électrique, peuvent alors être connectés au réseau électrique. Ainsi, chaque puits fournit de l'énergie électrique au réseau, par le biais du dispositif, lors des freinages de débit au sein du puits, et par ailleurs chaque puits reçoit de l'énergie électrique du réseau lorsqu'il en a besoin. Par conséquent, le dispositif permet à une telle installation de mutualiser au mieux les ressources en énergie.
La figure 1 montre un exemple d'un tel procédé d'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbures utilisant le dispositif et aboutissant à la production d'hydrocarbures. Le procédé est exécuté de manière continue, de sorte que les différentes étapes sont sensiblement simultanées et exécutées en continu, la figure 1 n'étant qu'illustrative quant à l'ordre des étapes.
Le procédé de l'exemple comprend l'injection (S100, S200) d'un fluide dans un réservoir d'hydrocarbures en utilisant le dispositif. Le fluide peut être une solution visqueuse, en particulier une solution de polymère. L'ajout de polymère permet, en effet, d'augmenter la viscosité de la solution par rapport à celle de l'eau, de quelques centipoises à plusieurs dizaines de centipoises, pour approcher la viscosité de l'huile en place dans un réservoir d'hydrocarbures, afin de créer une résistance à l'écoulement pour améliorer le balayage par injection d'eau viscosifîée dans lesdits réservoirs d'hydrocarbures. L'utilisation du dispositif permet de ne pas dégrader les polymères éventuellement présents dans le fluide (par extériorisation de l'énergie issue du freinage). Dans l'exemple, l'injection comprend l'alimentation S100 en fluide du puits d'injection de fluide débouchant dans le réservoir d'hydrocarbures. L'injection comprend également la régulation S200 du débit d'injection du fluide dans le réservoir d'hydrocarbures avec le dispositif. La récupération d'hydrocarbures est améliorée grâce à l'injection (S 100, S200), comme cela est connu de la technique de l'EOR par injection de produits chimiques (tels que polymères, biopolymères, associés ou non à des tensio-actifs, etc).
Le procédé de l'exemple comprend également la récupération (SI 10, S200) d'hydrocarbures par au moins un puits de production partant du réservoir en utilisant le dispositif, comprenant la production SI 10 et la régulation S200 du débit dans le puits de production avec le dispositif de régulation. Dans l'exemple, le procédé comprend également une production S600 d'hydrocarbures n'utilisant pas le dispositif, qui est sur la figure subséquente aux autres étapes pour illustrer la récupération secondaire ou tertiaire d'hydrocarbures, ultérieure à l'injection et caractéristique de l'EOR. Evidemment, cette récupération ultérieure peut également utiliser le dispositif si cela est souhaité. De manière plus générale, un procédé d'exploitation peut comprendre SI 10 et/ou S600.
Dès lors que le dispositif est utilisé par un puits, ou plus précisément par une ligne contenant le puits, pour en réguler le débit lors de la régulation S200, le procédé de l'exemple comprend la conversion S400 d'énergie issue du freinage en énergie électrique par le convertisseur du dispositif de régulation, et l'alimentation S500 d'un réseau électrique d'installation de production d'hydrocarbures par le convertisseur via la connectique du dispositif de régulation avec ladite énergie électrique. Ainsi, le procédé peut utiliser ladite énergie électrique pour l'alimentation S 100 en fluide d'injection et/ou la production SI 10 et/ou S600 d'hydrocarbures, ce qui est représenté par des flèches en pointillés sur la figure. Par exemple, le dispositif peut être alimenté par l'exergie en question afin d'effectuer la régulation S200. Cela permet d'optimiser le bilan énergétique de l'installation.
Par ailleurs, la régulation S200 peut se faire pour chaque puits indépendamment des autres puits (de production et/ou d'injection). Le procédé utilise donc un exemplaire différent du même dispositif par puits. Ainsi, la régulation S200 du débit d'injection peut se faire pour chaque puits d'injection indépendamment des autres puits d'injection (i.e. les débits d'injection peuvent être différents). La régulation est donc adaptée aux conditions de chacun des puits, et la récupération globale d'hydrocarbures est donc améliorée, avec une moindre dégradation des polymères, une moindre consommation, et une économie globale améliorée.
Des caractéristiques optionnelles du dispositif vont maintenant être décrites. Le système de régulation du débit du fluide peut comprendre un système de transfert de fluide depuis l'entrée de fluide vers la sortie de fluide adapté à réaliser le transfert du fluide par déplacement volumétrique du fluide, et un système de freinage de la vitesse de déplacement volumétrique du fluide. Cela permet, comme expliqué plus tard, une régulation sensiblement isentropique du débit, et ainsi une moindre dégradation d'éventuels polymères présents dans le fluide, et une maximisation de l'énergie récupérée par le convertisseur.
Notamment, pour une réalisation simple de la fonction précitée, le système de transfert de fluide peut comprendre une partie stationnaire et une partie déplaçable adaptées à réaliser le transfert du fluide par déplacement volumétrique du fluide lorsque la partie déplaçable est mise en déplacement par rapport à la partie stationnaire. La partie déplaçable peut alors être adaptée à être entraînée en déplacement par rapport à la partie stationnaire par le fluide lorsque la pression en entrée de fluide est supérieure à la pression en sortie de fluide, et le système de freinage est adapté au freinage de la partie déplaçable. En d'autres termes, comme cela sera rappelé plus loin, le dispositif peut être prévu simplement pour que le transfert ait naturellement lieu lorsque la pression en entrée est supérieure à la pression en sortie, le système de freinage s Opposant alors à cet écoulement naturel. Le dispositif récupère alors judicieusement l'exergie produite, en la convertissant en énergie électrique et en alimentant le réseau électrique de l'installation avec, de sorte que toute l'installation puisse en profiter.
Une configuration particulière du dispositif intégrant les caractéristiques citées ci-dessus va maintenant être décrite.
Dans cette configuration, le dispositif comprend un stator, un rotor, et le système de régulation régule la vitesse de rotation du rotor par rapport au stator. Le rotor peut être monté en rotation par rapport au stator, par exemple selon un axe allant de l'entrée de fluide vers la sortie de fluide. Le stator et le rotor forment des cavités progressantes depuis l'entrée de fluide vers la sortie de fluide lorsque le rotor est mis en rotation par rapport au stator. Le rotor constitue donc la partie déplaçable et le stator la partie stationnaire.
Ce dispositif permet une régulation du débit d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures facile à mettre en œuvre, particulièrement adaptée en termes de géométrie à une ligne d'injection d'un fluide débouchant dans réservoir d'hydrocarbures et comprenant un puits d'injection, ou à une ligne de production d'un fluide partant d'un puits de production et comprenant un puits de production. Le dispositif présente de faibles risques d'usure mécanique, et ne dégrade pas d'éventuels polymères contenus dans le fluide, même aux débits élevés qui sont habituels pour l'injection dans un réservoir d'hydrocarbures.
Le dispositif peut notamment être prévu pour réguler un débit d'injection de fluide dans un réservoir. En d'autres termes, le dispositif est adapté à être monté dans une ligne d'injection de fluide dans un réservoir et à contrôler le débit du fluide en aval (i.e. côté réservoir), de manière que le fluide puisse être injecté dans le réservoir à un débit souhaité. Pour cela, le dispositif comprend une entrée de fluide, une sortie de fluide, et un ensemble comprenant un stator et rotor qui forment des cavités progressantes adaptées au transport de fluide, ainsi qu'un dimensionnement adéquat. L'ensemble stator+rotor constitue ainsi un système de transfert de fluide depuis l'entrée de fluide vers la sortie de fluide, donc selon l'axe de rotation du rotor. Ainsi, le dispositif peut être monté dans une ligne d'injection alimentée en fluide et débouchant dans le réservoir, l'entrée de fluide du dispositif étant montée en amont (i.e. côté alimentation en fluide) et la sortie de fluide du dispositif étant montée en aval (i.e. côté réservoir). Le rotor peut, comme mentionné précédemment, être monté en rotation par rapport au stator selon un axe de rotation qui va (sensiblement) de l'entrée de fluide vers (sensiblement) la sortie de fluide. En d'autres termes, l'axe de rotation du rotor est sensiblement longitudinal, dans la direction d'écoulement du fluide dans la ligne d'injection. Ainsi, le dispositif peut s'étendre en longueur dans la ligne d'injection ou de production, et ainsi présenter une géométrie particulièrement adaptée à la ligne d'injection ou de production. En outre, le transfert du fluide se faisant dans le sens d'écoulement, le dispositif est particulièrement adéquat pour minimiser la dégradation d'éventuelles chaînes de polymères contenues dans le fluide.
Le système de transfert de fluide permet d'assurer l'écoulement du fluide depuis l'entrée vers la sortie, et garantit ainsi l'acheminement du fluide vers sa destination. Comme le système de transfert de fluide effectue le transfert du fluide par le biais de cavités progressantes, le système de transfert de fluide est adapté à réaliser le transfert du fluide par déplacement volumétrique du fluide. Cela signifie que le système de transfert effectue le transfert du fluide depuis l'entrée de fluide vers la sortie de fluide par un déplacement de volumes constants du fluide (les volumes étant en l'occurrence définis par les cavités progressantes), ce qui est expliqué plus en détails plus bas. La régulation du débit du fluide ainsi transféré est assurée par le système de régulation, qui est en l'occurrence adapté à réguler la vitesse de rotation du rotor par rapport au stator, et par conséquent la vitesse de déplacement volumétrique du fluide réalisé par le système de transfert. En d'autres termes, la rotation du rotor par rapport au stator déplace des volumes prédéterminés du fluide, et le système de régulation régule la vitesse de ce déplacement. Par exemple, le système de régulation est adapté à réguler, e.g. mécaniquement, électriquement, hydrauliquement et/ou magnétiquement, la vitesse de rotation du rotor par rapport stator. Ce système de transfert est simple à mettre en œuvre. Cela permet de réguler le débit de fluide en sortie du dispositif.
Le système de régulation peut effectuer tout type de régulation appropriée à l'injection de fluide dans un réservoir d'hydrocarbures, par exemple en vue d'une récupération assistée des hydrocarbures contenus dans le réservoir. Ces hydrocarbures peuvent contenir des huiles présentant un fort coefficient de viscosité, de quelques centipoises (cPo) (par exemple supérieur à 3 cPo, par exemple 5 cPo) à plusieurs centaines (par exemple supérieur à 100 cPo), voire milliers de centipoises (par exemple supérieur à 1000 cPo), ce qui rend l'EOR appropriée à leur production. Ainsi, le dispositif et son système de régulation peuvent être adaptés à des vitesses de rotation du rotor qui assurent des débits adaptés à l'application visée, qui peuvent aller de quasiment zéro à une valeur très élevée qui, dans l'exemple d'injection de fluide dans un réservoir à des fins d'EOR, peut dépendre entre autres des propriétés de la roche réservoir et de l'hydrocarbure visé, ainsi par exemple des débits supérieurs à 10 m3/h, par exemple de l'ordre de 100 m3/h par puits d'injection.
Le système de régulation peut assurer un débit constant, que l'on peut éventuellement étalonner à l'avance, ou variable (i.e. dynamiquement modifiable, e.g. par contrôle à distance ou automatiquement). Dans tous les cas, le débit peut être plafonné par des considérations sur les composants matériels du dispositif. En outre, le débit peut présenter une borne inférieure liée à la pression avec laquelle le fluide alimente l'entrée du dispositif. Différents exemples de composants du système de régulation sont décrits en détails plus bas.
Le système de régulation peut assurer un débit variable en agissant de manière variable sur la vitesse de rotation du rotor. Dans ce cas, différentes version du même dispositif peuvent être utilisées pour différents cas de figures où le débit souhaité est différent. Cela permet également d'optimiser le débit en fonction des conditions du réservoir, par exemple des conditions de production d'hydrocarbures. Par exemple, le système de régulation peut réguler la vitesse en fonction des caractéristiques physiques et/ou géologiques du réservoir, ou encore des besoins de bonne gestion de la production de ce réservoir d'hydrocarbures. Notamment, dans le cas de l'EOR, le système de régulation peut réguler la vitesse en fonction de critères fournis au dispositif visant à assurer une efficacité du balayage optimale de l'huile en place dans le réservoir. Ces critères, par exemple la pression d'injection qui va varier avec le débit injecté dans le puits d'injection en communication avec le réservoir, peuvent être déterminés au préalable par les études menées conjointement par une équipe géosciences (comprenant géophysicien, géologue, ingénieur réservoir, géomécanicien) et une équipe spécialisée dans le fonctionnement et la performance des puits.
Comme cela a déjà été mentionné, grâce aux cavités progressantes, le système de transfert de fluide est adapté à réaliser le transfert du fluide par déplacement volumétrique du fluide. En d'autres termes, le système de transfert admet le fluide arrivant en entrée par éléments de volume successifs dont il définit lui-même la dimension de par sa propre conception, par exemple avec des parois physiques, éléments qu'il déplace ensuite, à volume constant (même si la forme des éléments de volume peut être modifiée), vers la sortie. Comme cela pourra être apprécié par l'homme du métier, lors de ce déplacement, le volume peut ne pas être parfaitement constant, mais plutôt sensiblement constant, en ce sens qu'il peut y avoir des débits de fuite entraînant de faibles variations du volume, par exemple dues à des déformations mécaniques du dispositif sous l'action des forces de pression mise en jeu lors de ce déplacement. Le concept de déplacement volumétrique est connu du domaine des pompes volumétriques. Une pompe volumétrique est en effet une pompe réalisant un déplacement volumétrique de fluide, par une action mécanique exécutée par un mécanisme fournissant de l'énergie mécanique positive à la pompe. Comme nous le verrons plus bas, le dispositif peut former ou comprendre une pompe volumétrique, mais il peut également ne comprendre que la partie de la pompe volumétrique n'incluant pas le mécanisme fournissant de l'énergie mécanique positive. Ainsi, le dispositif peut dans les deux cas correspondre à une pompe volumétrique, en ce sens qu'il peut dans les deux cas comprendre le système de transfert de la pompe volumétrique, c'est-à-dire la partie de la pompe volumétrique assurant le déplacement volumétrique (sans pour autant comprendre le mécanisme fournissant de l'énergie mécanique positive). Le système de transfert peut ainsi être celui d'une pompe volumétrique à cavités progressantes, et en particulier d'une pompe hélicoïdale à cavités progressantes à rotor excentré (communément appelée aussi pompe « Moineau » du nom de son inventeur), la plus adaptée à la géométrie des lignes d'injection ou de production des installations de production d'hydrocarbures.
Contrairement aux solutions de l'art antérieur qui régulent le débit d'injection du fluide par dusage (i.e. par restriction de la section du conduit dans lequel le fluide s'écoule), le dispositif peut réguler un débit d'injection par un déplacement volumétrique dont la vitesse est régulée. Ainsi, le fluide subit moins de contraintes de cisaillement et subit une création d'entropie réduite en comparaison avec les solutions opérant à un dusage par restriction de la section du conduit. Le fluide est donc moins dégradé. Cela est particulièrement avantageux dans le cas où le fluide est une solution de polymère. Le dispositif peut en effet réguler le débit d'injection sans dégrader les chaînes polymériques, et ce aux débits relativement élevés envisagés pour l'EOR. Par ailleurs, puisqu'il suffit de réguler la vitesse de rotation du rotor pour réguler le débit d'injection, le système est simple à mettre en œuvre et relativement peu volumineux, d'autant plus qu'il peut s'étendre en longueur dans la ligne d'injection. Par ailleurs, dans le cas de l'utilisation d'une pompe à cavités progressantes, et en particulier de type « Moineau », le mode de déplacement du fluide permet d'obtenir un débit d'injection régulier, voire constant, donc sans à-coups hydrauliques comme il en existe, par exemple, dans le cas classique d'utilisation de pompes doseuses à piston à mouvement de translation alternatif. Cet avantage est particulièrement appréciable pour prolonger la durée de vie des équipements, la qualité des fluides et l'efficacité des procédés mis en œuvre.
Le stator peut être en matériau déformable, de préférence élastomère pour une réalisation simple. Grâce à ce matériau, le stator peut être monté serré autour du rotor (i.e. le stator exerce une pression sur le rotor à l'état de repos), contrairement aux pompes traditionnelles à stator indéformable qui nécessitent un jeu rigide afin d'assurer la lubrification du système. En effet, de par sa déformabilité, le stator se déforme en cours de fonctionnement, ce qui assure la lubrification par création temporaire d'un jeu avec entre le stator et le rotor. Cela permet une adaptabilité du dispositif à une viscosité potentiellement fluctuante du fluide. En outre, le fluide subit encore moins de cisaillement, et le dispositif effectue un transfert du fluide plus efficace.
Dans cet exemple, le débit d'injection ainsi obtenu est indépendant de la viscosité du fluide. Également, le dispositif a une meilleure durée de vie, subissant moins d'usure due à des frottements avec le fiuide et étant plus tolérant à la présence de fortes proportions de particules solide. Un tel dispositif, du fait de ses facultés exceptionnelles pour le transfert de fiuide très visqueux (jusqu'à plusieurs milliers de centipoises) et de fluides chargés de fortes proportions de solides (jusqu'à plusieurs dizaines de %vol), permet d'envisager des applications additionnelles, par exemple l'injection de gels visqueux, e.g. de fracturation, e.g. avec une viscosité supérieure à 1000 centipoises (e.g. aux alentours de 5000 centipoises), par exemple des gels thixotropes, tels qu'utilisés pour la fracturation hydraulique des roches au fond des puits. De plus, ces gels peuvent être chargés de particules solides, dits agents de soutènement (en anglais, « proppants »), destinées à maintenir ouvertes les fracturations créées dans la roche par le fiuide injecté.
Le rotor peut quant à lui être métallique, par exemple en acier chromé, pour une grande durée de vie et une bonne solidité.
Le rotor peut en outre être adapté à être entraîné en rotation par rapport au stator par le fiuide lorsque la pression en entrée de fluide est supérieure à la pression en sortie de fiuide. Cela signifie que l'énergie nécessaire au déplacement du fluide depuis l'entrée vers la sortie peut provenir d'une pression plus grande en entrée de fiuide qu'en sortie de fiuide, comme mentionné précédemment. En effet, même si, lorsque le dispositif est monté dans une ligne d'injection telle que mentionnée précédemment, la sortie de fluide est côté réservoir et donc soumise à la pression régnant dans le réservoir, la ligne d'injection peut, comme on le verra plus tard plus en détails, être alimentée par une pompe délivrant une pression plus importante que la pression du réservoir. Ainsi, le dispositif utilise judicieusement ce différentiel de pression pour déplacer le fluide.
Dans ce cas, le système de régulation de la vitesse de rotation du rotor peut comprendre un système de freinage du rotor. Le différentiel de pression peut, en l'absence de tout freinage, entraîner le rotor en rotation par rapport au stator à une certaine vitesse, impliquant une vitesse correspondante de déplacement volumétrique. Le système de freinage permet de réduire cette vitesse, et donc de réguler le débit. Avantageusement, le système de freinage peut exercer un freinage variable (i. e. exercer différentes forces de freinage, modifiables dynamiquement), ce qui permet de réguler de manière dynamique le débit. Le freinage peut être asservi à la pression en entrée et/ou à la pression de sortie de fluide du dispositif, qui peut être connue ou mesurée par un capteur prévu à cet effet. Le freinage peut également ou alternativement être asservi à la vitesse de déplacement du rotor, en vue de délivrer le débit d'injection souhaité. Cela est possible par exemple si le dispositif comprend un système de comptage de cette vitesse. Plus généralement, le dispositif peut comprendre un système de comptage du débit du fluide en sortie de fluide, i.e. le débit d'injection dans l'application d'injection de fluide.
Comme détaillé ci-dessus, le dispositif comprend un système de récupération d'énergie mécanique résultant du freinage du rotor, en la convertissant en énergie électrique (i.e. le convertisseur d'énergie issue du freinage en énergie électrique). Cela est possible grâce au caractère réversible de la régulation de débit effectuée par le dispositif, dont le principe est basé sur un déplacement volumétrique et donc sensiblement isentropique.
Le système de régulation de la vitesse du déplacement volumétrique du fluide peut en outre ou alternativement comprendre un moteur, e.g. synchrone, adapté, par réversibilité le cas échéant, à entraîner le rotor en rotation par rapport à la partie stationnaire. Dans ce cas, le dispositif forme une motopompe volumétrique. Cela permet d'alimenter la ligne d'injection le cas échéant avec une moindre pression, lorsqu'une pompe telle que mentionnée plus haut est utilisée à cet effet. Le même moteur peut également être adapté à réaliser le freinage mentionné ci-dessus.
Ainsi, le moteur peut être synchrone et contrôlé par un variateur de tension, e.g. allié à un freinage, qui peut être soit rhéostatique, soit magnétique ou encore à courant de Foucault. Dans tous les cas, l'énergie du freinage est récupérée vers un réseau électrique, et/ou pour participer à l'alimentation électrique du dispositif. Le cas échéant on peut subsidiairement prévoir une réserve de stockage de l'énergie ainsi produite avec le freinage. La réserve de stockage peut prendre la forme d'une batterie. La réserve peut être utilisée comme « tampon » pour faciliter la régulation de l'ensemble, par exemple en tant que fournisseur d'énergie complémentaire disponible pour un démarrage.
La figure 2 représente une installation 20 de production d'hydrocarbures comprenant le dispositif, e.g. adaptée à effectuer le procédé de la figure 1. L'installation 20 comprend une ligne d'injection de fluide, constituée de plusieurs conduites dans lesquelles le fluide d'injection s'écoule. La ligne d'injection comprend notamment plusieurs puits d'injection 38 de fluide débouchant dans le réservoir 26 d'hydrocarbures. L'installation 20 comprend également une ligne de production, constituée de plusieurs conduites dans lesquelles l'hydrocarbure extrait du réservoir 26 s'écoule. La ligne de production comprend notamment plusieurs puits de production 39 d'hydrocarbures partant du réservoir 26 d'hydrocarbures. Trois puits d'injection 38 et deux puits de production 39 sont représentés sur la figure, mais tout nombre convenant à une couverture optimale du réservoir 26 est envisageable pour tenir compte de la complexité géologique du réservoir, de la qualité des fluides présents dans le réservoir, de la localisation géographique du réservoir (à terre, en mer, en mer très profonde), et des contraintes inhérentes.
La ligne d'injection comprend une conduite de fluide d'injection 34 alimentant en fluide un manifold 40. La conduite de fluide d'injection 34 est une conduite principale recevant le fluide et le distribuant vers tous les puits d'injection 38 forés dans le réservoir 26 via un manifold (ici le manifold 40), faisant office de distributeur. La conduite de fluide d'injection 34 se situe sur un fond marin 24, et est alimentée par un « riser » 32 (i.e. une conduite sensiblement verticale) provenant d'une station principale, e.g. en l'occurrence une unité flottante de production, de stockage et de déchargement 28 (connue sous le sigle FPSO, pour « Floating Production Storage and Offloading ») située à la surface marine 22. La conduite de fluide d'injection 34 est plus particulièrement alimentée en fluide par une pompe principale 42 constituant une source hydraulique et située sur le FPSO 28. L'installation 20 est en effet pour une application en haute mer (« offshore »), mais le principe reste le même pour une application terrestre, auquel cas, en l'absence de FPSO et de riser, la conduite de fluide d'injection serait directement alimentée par la pompe principale. La ligne de production est représentée par des pointillés en aval (vers la surface, à l'opposé des puits de production 39), mais elle aboutit en réalité à un ou plusieurs sites de production en surface non représentés pour plus de clarté.
La ligne d'injection comprend également plusieurs conduites 36 reliant chacune le manifold 40 à un puits d'injection 38 respectif. Chaque puits 38 est relié à une tête de puits 44 respective installée sur le fond marin 24. Et pour chaque puits d'injection 38, un dispositif de régulation 50 respectif est monté en aval du manifold 40 et en amont de la tête de puits 44 comme illustré dans la figure 2, l'entrée de fluide du dispositif étant montée en amont et la sortie de fluide du dispositif étant montée en aval. De même, chaque puits 39 est relié à une tête de puits 44 respective installée sur le fond marin 24. Et pour chaque puits de production 39, un dispositif de régulation 50 respectif est monté en amont de l'embranchement 41 où les lignes des puits 39 se rejoignent, l'entrée de fluide en amont et la sortie de fluide en aval.
Ainsi, l'installation 20 conserve une infrastructure optimale, avec une seule conduite de fluide d'injection 34, un manifold 40 distribuant le fluide d'injection vers plusieurs puits 38 forés jusqu'au réservoir 26, tout en permettant une régulation du débit d'injection du fluide au cas par cas, selon le puits 38 considéré, et sans dégradation de polymères éventuellement contenus dans le fluide d'injection et sans consommation excessive d'énergie hydraulique (entropie créée minimale), grâce à l'attribution à chaque puits 38 du dispositif 50. Les dispositifs 50 peuvent en effet réguler le débit d'injection localement, indépendamment les uns des autres.
Les dispositifs de régulation 50 peuvent en particulier être montés dans les conduites 36. Cela permet une mise en œuvre simple. Notamment, les dispositifs 50 peuvent être montés à l'intérieur d'un faux puits, non représentés sur la figure. Cela permet de diminuer l'empreinte surfacique de l'installation 20. En effet, dans le contexte de l'EOR, pour les débits visés, le dispositif de régulation décrit peut être relativement volumineux, et présenter par exemple une longueur supérieure à 1 mètre, e.g. de l'ordre de la dizaine de mètres. Faire passer les conduites 36 dans un faux puits et monter les dispositifs 50 dans les conduits 36, à l'intérieur des faux puits permet donc une meilleure utilisation de l'espace que ce soit en offshore où disposer d'espace nécessite des infrastructures coûteuses, ou bien « onshore » où des contraintes environnementales peuvent conduire à préférer mettre des équipements dans des puits creusés dans le sol.
Pour chaque puits d'injection 38 ou de production 39, le dispositif de régulation 50 est connecté au réseau électrique 61, via sa connectique (opérant au niveau des têtes de puits 44 dans l'exemple, elles-mêmes étant reliées au réseau électrique 61 dans l'exemple). En outre, tous les puits d'injection 38 ou de production 39 sont alimentés en énergie électrique par le réseau électrique 61. Cette bidirectionnalité entre les dispositifs 50 et le réseau électrique est représentée par les flèches double- sens entre la partie principale du réseau électrique 61 et les têtes de puits 44.
Par ailleurs, l'installation 20 comprend au niveau de la station principale 28 une source électrique 43 alimentant le réseau électrique. Comme représenté schématiquement (non nécessairement à l'échelle) sur la figure, la distance entre les puits (38,39), via le réseau électrique 61 (i.e. la distance « électrique », i.e. la distance en suivant les lignes électriques du réseau), est inférieure à la distance entre l'un quelconque des puits 38 ou 39 et la station principale 43. L'installation 20 permet donc une réutilisation locale, et donc particulièrement judicieuse d'un point de vue du bilan énergétique, de l'énergie récupérée des différents freinages éventuellement réalisées par les différents dispositifs de régulation 50 utilisés dans l'installation par puits 38 ou 39.
Il est maintenant fait référence aux figures 3 et 4 qui illustrent un exemple du dispositif de régulation du débit d'un fluide dans un réservoir d'hydrocarbures décrit ci-dessus, et pouvant donc être utilisé dans les procédés d'injection de fluide et/ou de production d'hydrocarbures décrits, notamment le procédé de la figure 1, et pouvant être compris dans une installation de production d'hydrocarbures, notamment l'installation 20 de la figure 2. Une telle configuration du dispositif permet une régulation relativement très précise du débit, avec relativement très peu de dégradation du fluide et très peu de dégradation d'énergie mécanique.
La figure 3 montre le dispositif de régulation 50 de l'exemple, comprenant le stator 52 et le rotor 54, monté en rotation par rapport au stator 52. Dans l'exemple, le rotor 54 est monté à l'intérieur du stator 52 dans un logement que l'on peut voir grâce à la vue ouverte du stator 52 représentée sur la figure. Comme on peut le voir sur la figure, le rotor 54 et le logement sont de forme hélicoïdale. Par ailleurs, le système de régulation de la vitesse du rotor 54 comprend le moteur 56, qui peut être synchrone et être adapté à entraîner le rotor 54 en rotation par rapport au stator 52. Ainsi, le dispositif 50 forme une pompe volumétrique à engrenages hélicoïdale à rotor excentré, en particulier une pompe de type « moineau » dans l'exemple illustré. Les formes hélicoïdales du rotor 54 et du logement (stator) sont telles que des cavités progressantes 58, représentées remplies d'un volume de fluide sur la figure, sont formées et déplacent le fluide depuis l'entrée de fluide 62 vers la sortie de fluide 64, qui définissent l'axe de rotation du rotor 54. L'écoulement du fluide est représenté par des flèches 66 sur la figure. Une telle pompe permet d'effectuer un écoulement du fluide particulièrement adapté à une solution de polymère. En effet, le dispositif 50 occasionne peu de dégradation des chaînes de polymère, et est à la fois précis et résistant à des débits d'injection (donc des vitesses de rotation du rotor) importantes, par exemple plusieurs centaines de tours par minute.
Par ailleurs, dans l'exemple, le rotor 54 est adapté à être entraîné en déplacement par rapport au stator par le fluide lui-même lorsque la pression PI en entrée de fluide 62 est supérieure à la pression P2 en sortie de fluide 64. La pression PI est en général connue. La pression P2 peut être mesurée par un capteur de pression 68 en sortie de fluide 64. Dans ce cas, le moteur 56 peut également constituer un système de freinage, le moteur étant alors adapté à freiner le rotor 54 ou à le mettre en rotation en fonction de PI, de P2 et du débit d'injection souhaité, de manière à atteindre ce débit d'injection souhaité. Par exemple, la figure 4 présente un exemple d'un schéma de fonctionnement du moteur 56. Le moteur 56, synchrone, est couplé à un variateur de tension 70 qui régule l'alimentation électrique en fonction du débit souhaité et de la pression P2 mesurée par le capteur 68. Cela permet de contrôler la vitesse de rotation du rotor 54.
Le contrôle du débit avec un dispositif tel que la pompe à rotor excentrée 50 est beaucoup plus simple et précis qu'avec des systèmes dynamiques (centrifuge, venturi ou orifice calibré avec ou sans pointeau ou tout autre système de restriction de passage hydraulique par exemple des tubes capillaires). Le dispositif 50 est adapté aux solutions polymères car il ne dégrade pas les chaînes de polymères. Il est également robuste et permet de travailler avec présence de sable ou autres particules solides plus ou moins abrasives comme le proppant. Il est de ce fait très peu susceptible d'engendrer des accumulations de dépôts organiques ou minéraux comme pourraient l'être d'autres systèmes. Enfin le dispositif 50 peut être adapté en version sous-marine pour une utilisation en offshore. En outre, son entretien, notamment le remplacement du rotor, est aisé.
Concernant les dimensions du rotor 54 et du stator 52, les sections du rotor 54 et du logement dans le stator peuvent présenter, respectivement, deux et trois sommets. Dans ce cas, le dispositif 50 est particulièrement adapté au cas de figure où PI est supérieur à P2 et le moteur 56 fait office de système de freinage. Alternativement, les les sections du rotor 54 et du logement dans le stator peuvent présenter, respectivement, trois et quatre sommets (moteur). Dans ce cas, le dispositif 50 est particulièrement adapté au cas de figure où PI est inférieur à P2 et le moteur 56 entraîne le rotor 54 en rotation.
Le rotor 54 peut être métallique, de préférence en acier chromé. En outre, le stator 52 peut être est en matériau déformable, par exemple un élastomère. Ainsi, le stator 52 peut subir des déformations permettant la création d'un débit de fuite, tel que mentionné plus haut, permettant une lubrification du dispositif 50. Les formes précises, les dimensions et les matériaux peuvent être prévus pour optimiser et maîtriser le débit de fuite afin d'avoir l'effet de lubrification avec un minimum de cisaillements du fluide et une bonne répartition du travail des forces de freinage ou de surpression du fluide dans toutes les cavités, tout au long du rotor et du stator. Ils peuvent également être adaptés aux conditions de température et de pression du fluide injecté, par exemple une pompe de type moineau à stator métallique peut aussi être envisagée pour résister à de plus hautes températures, par exemple au-delà de 120°C.
Bien entendu, la présente invention n'est pas limitée aux exemples et au mode de réalisation décrits et représentés, mais elle est susceptible de nombreuses variantes accessibles à l'homme de l'art.

Claims

REVENDICATIONS
1. Dispositif (50) de régulation du débit d'un fluide dans un puits de réservoir d'hydrocarbures, comprenant :
une entrée de fluide (62),
une sortie de fluide (64),
un système de régulation (52,54,56) du débit du fluide, entre l'entrée de fluide et la sortie de fluide, adapté au freinage du fluide,
un convertisseur d'énergie issue du freinage en énergie électrique, et
une connectique adaptée à l'alimentation par le convertisseur d'un réseau électrique d'installation de production d'hydrocarbures.
2. Dispositif selon la revendication 1, dans lequel le système de régulation (52,54,56) du débit du fluide comprend un système de transfert (52,54) de fluide depuis l'entrée de fluide vers la sortie de fluide adapté à réaliser le transfert du fluide par déplacement volumétrique du fluide, et un système de freinage (56) de la vitesse de déplacement volumétrique du fluide.
3. Dispositif selon la revendication 2, dans lequel le système de transfert de fluide comprend une partie stationnaire (52) et une partie déplaçable (54) adaptées à réaliser le transfert du fluide par déplacement volumétrique du fluide lorsque la partie déplaçable est mise en déplacement par rapport à la partie stationnaire, la partie déplaçable étant adaptée à être entraînée en déplacement par rapport à la partie stationnaire par le fluide lorsque la pression en entrée de fluide est supérieure à la pression en sortie de fluide, et le système de freinage (56) étant adapté au freinage de la partie déplaçable.
4. Dispositif selon la revendication 3, dans lequel la partie stationnaire et la partie déplaçable forment des cavités progressantes depuis l'entrée de fluide vers la sortie de fluide, lorsque la partie déplaçable est mise en déplacement par rapport à la partie stationnaire.
5. Dispositif selon la revendication 4, dans lequel la partie stationnaire est un stator (52) et la partie déplaçable est un rotor (54) monté en rotation par rapport au stator.
6. Dispositif selon la revendication 5, dans lequel le rotor (54) est monté en rotation par rapport au stator selon un axe allant de l'entrée de fluide vers la sortie de fluide.
7. Dispositif selon la revendication 6, dans lequel le rotor est monté dans un logement à l'intérieur du stator, le rotor et le logement étant de forme hélicoïdale.
8. Dispositif selon la revendication 7, dans lequel le système de régulation du débit du fluide comprend un moteur adapté à entraîner le rotor en rotation par rapport au stator, le dispositif formant une pompe à rotor excentré.
9. Installation de production d'hydrocarbures (20) comprenant :
une ligne d'injection de fluide et/ou une ligne de production d'hydrocarbures reliée à un réservoir d'hydrocarbures,
au moins un dispositif de régulation (50) selon l'une des revendications 1 à 8 monté dans la ligne, l'entrée de fluide du dispositif étant montée en amont et la sortie de fluide du dispositif étant montée en aval, et
un réseau électrique (61) alimentant l'installation de production d'hydrocarbures, le dispositif de régulation étant connecté au réseau électrique.
10. Installation de production d'hydrocarbures selon la revendication 9, dans laquelle la ligne comprend au moins un puits d'injection (38) de fluide ou un puits de production (39) d'hydrocarbures relié au réservoir d'hydrocarbures (26), et une conduite (36,37) arrivant au puits, le dispositif de régulation (50) étant monté dans la conduite, à l'intérieur d'un faux puits ou à l'intérieur du puits.
11. Installation selon la revendication 9 ou 10, comprenant plusieurs puits d'injection (38) de fluide et/ou de production (39) d'hydrocarbures reliés au réservoir d'hydrocarbures (26) et comprenant chacun le dispositif de régulation (50) connecté au réseau électrique, au moins l'un des puits étant en outre alimenté en énergie électrique par le réseau électrique.
12. Installation selon la revendication 11, comprenant plusieurs puits d'injection (38) et une station principale (28) comprenant une source hydraulique (42) alimentant les puits d'injection (38) en fluide d'injection.
13. Installation selon la revendication 11 ou 12, comprenant une station principale (28) comprenant une source électrique (43) alimentant le réseau électrique, et dans laquelle la distance entre les puits (38,39), via le réseau électrique (61), est inférieure à la distance entre l'un quelconque des puits et la station principale.
14. Procédé d'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbures, comprenant :
l'alimentation (S100) en fluide d'injection d'un puits d'injection de fluide débouchant dans le réservoir d'hydrocarbures, et/ou la production (S 110) d'hydrocarbures par un puits de production d'hydrocarbures partant du réservoir d'hydrocarbures,
la régulation (S200) du débit dans le puits d'injection et/ou dans le puits de production avec un dispositif de régulation selon l'une des revendications 1 à 8, et la conversion (S400) d'énergie issue du freinage en énergie électrique par le convertisseur du dispositif de régulation, et
l'alimentation (S500) d'un réseau électrique d'installation de production d'hydrocarbures par le convertisseur via la connectique du dispositif de régulation avec ladite énergie électrique.
15. Procédé selon la revendication 14, comprenant en outre l'utilisation de ladite énergie électrique pour l'alimentation (S100) en fluide d'injection et/ou la production
(SI 10, S600) d'hydrocarbures.
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