WO2016102783A1 - Dispositif d'évacuation de liquides accumules dans un puits. - Google Patents

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

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tube
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Mathieu DELEERSNYDER
Pierre Lemetayer
Jean-Louis Beauquin
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    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
    • F04F1/00—Pumps using positively or negatively pressurised fluid medium acting directly on the liquid to be pumped
    • F04F1/18—Pumps using positively or negatively pressurised fluid medium acting directly on the liquid to be pumped the fluid medium being mixed with, or generated from the liquid to be pumped
    • F04F1/20—Pumps using positively or negatively pressurised fluid medium acting directly on the liquid to be pumped the fluid medium being mixed with, or generated from the liquid to be pumped specially adapted for raising liquids from great depths, e.g. in wells

Definitions

  • the present invention relates to the field of extraction of liquids present in a wellbore.
  • the present invention applies in particular to the accumulation device allowing extraction of liquids in wellbore for the production of gas, oil or oil from unconventional resources or from wells. end of life.
  • Unconventional resources are resources whose exploitation requires a higher level of technology or investment than the average.
  • the three largest types of unconventional gas resources are compact sands ("tight sands"), coal bed methane and shale gas.
  • gas lift method gas is injected continuously into the hydrostatic column, this makes the column lighter and allows the fluid to rise. It is useful to have gas available on the surface, and compressors. When the oil / water ratio changes over time and the reservoir pressure continues to drop, then the gas injection point has to be changed several times by means of well service operations ("well servicing").
  • well servicing well service operations
  • the gas lift method can be deployed in a large number of situations (eg with a flow rate of 4,800 m 3 / day or with a drilling depth of 4,600 m).
  • beam pump pumps are surface pumps that lift the fluids in a barrel from the bottom of the well. Limited to low flow wells (5 to 40 liters at each movement), and can be blocked by the phenomenon of gas lock (if gas enters the system, little or no liquid can be raised because the gas is compressible , unlike liquid). Energy is required at the surface to operate the pump. In addition, these pumps have operating difficulties in inclined or horizontal wells.
  • the present invention aims at a liquid evacuation device capable of being positioned in an extraction well, the well comprising a wellhead and a well bottom.
  • the device comprises:
  • a reservoir having a liquid accumulation zone, said reservoir being able to be connected to a gas evacuation tube positioned in the extraction well;
  • an insulation capable of limiting a flow of fluid between a wall of the tank and a wall of the well, of a first space formed between the insulator and the bottom of the well to a second space formed between the insulator and the wellhead;
  • a first opening made on said tank adapted to allow a circulation of a gas-liquid mixture of said first space to a third space formed in the gas evacuation tube;
  • a second opening on said tank adapted to allow a fluid flow from said second space to the liquid accumulation zone.
  • Said first opening being made between the liquid accumulation zone and the connection to the evacuation tube.
  • the first opening is not located at the bottom of the tank (ie the accumulation zone).
  • the reservoir in the accumulation zone can be sealed, without any valve for example. Indeed, in the event of a low opening at the bottom of the tank, the effluents produced from the producing zone must pass through the fluid accumulated in the tank installed in the well.
  • the reservoir then serves both as a transit zone for the fluids from the bottom to the surface and as an accumulation zone. These two functions are here separated.
  • the liquids that accumulate in the reservoir do not constitute a restriction to the circulation of the effluents produced.
  • Such a device has many advantages such as not being impacted by the trajectory of the well or by the presence of gas and liquid. Moreover, this device makes it possible to lower the minimum operating pressure of the well and thus delay the abandonment of the well. Compared with conventional techniques for raising effluents by means of gas injection (or "gas lift" in English), this device makes it possible to reduce the gas necessary for the evacuation of liquids by means of, for example, a intermittent operation and a rise in a large volume of liquids during each cycle. It is also less penalizing on the production of the well, thanks to an optimization of the circulation and the storage of the fluids in the well and the well towards the surface.
  • the system has a modularity to adapt to the conditions of the well.
  • the bottom of the tank i.e. the area closest to the bottom of the well
  • the closure of the tank bottom for operation as described below may be considered when the conventional operation of the well no longer allows a sufficient economic return.
  • the device can thus be used in several ways and thus adapt to the actual conditions of the well.
  • Gas injection valves in the exhaust tube can also be used as needed (eg, disgorging the well, assisting the lifting of liquids if they are produced in large quantities).
  • the gas injection tube can be installed later.
  • the tank is formed by a tube similar to the exhaust gas / effluent tube mentioned above. This similar tube is simply closed at its lower end.
  • the size of the evacuation tube is not, in the context of this invention, to be particularly reduced, in anticipation, to have flow velocities allowing a good lifting of the liquids by the gas.
  • a large diameter can also have several benefits over the life of the well. In a first step (before using the device object of this invention), a large diameter can avoid having a significant restriction to production, during a period during which the well is capable of producing alone). Then, when using the device a large diameter may be more favorable to the separation between gas and liquids.
  • the device may be arranged to allow the circulation of a liquid of said gas-liquid mixture from said third space to the liquid accumulation zone.
  • a circulation of the interior of the evacuation tube to the accumulation zone can be done by simple gravity.
  • the effluents (gas-liquid mixture) coming from the producing zone can enter the device through the first opening.
  • the arrangement of the device can make that the liquids of said gas-liquid mixture, because of the gravity, accumulate in the tank, either directly upon their entry into the device, or after initiating the ascent in the evacuation tube and dropped into the tank by countercurrent flow.
  • This gas - liquid separation can allow a facilitated raising of the gas (reduced hydrostatic column).
  • Various ways to improve this separation and realize it in a localized manner can be added to the basic system, in order to improve its overall efficiency: cyclonic separation, orientation of the jet at the outlet of the first opening towards the bottom, etc. are possible examples of a provision to improve separation.
  • a first injection tube may be connected to the second opening for directed injection of gas at one end of the accumulation zone, this end being opposed in the well at the connection to the evacuation tube.
  • This first tube can thus be used to inject at the bottom of the accumulation zone a high-flow fluid to purge the reservoir of any liquid (at least partially).
  • this tube is directly connected to the surface, without this tube has an opening in the discharge tube (for example, in the case of so-called "tubingless" wells in English, that is to say say without extraction tube).
  • a non-return device can be arranged if necessary in the first injection tube.
  • this valve may be located at the second opening. This arrangement has the advantage of maximizing the volume that can be used for storing liquids. Indeed, a valve located at the end of the first injection tube (thus close to the bottom of the well) can limit the volume to the annular between the first injection tube and the tank wall.
  • a leakage point (calibrated orifice of small diameter) downstream of the check valve, so that the gas trapped downstream of the valve, in the first tube of injection, can escape when filling the tank and the first injection tube.
  • a second injection tube can be connected to the first opening for directed injection of the gas-liquid mixture into the connected discharge tube.
  • This second tube makes it possible to control the direction of the mixture (for example, upwards towards the center of the section of the evacuation tube) in order to control the aerodynamic effects on the mixture (in particular the effects allowing an improved separation of the liquid and gas from this mixture).
  • a non-return device may be disposed on the second injection tube to limit the flow of at least one liquid to the first space. These measures The non-return valve may also be disposed at the first opening to prevent the flow of effluents / liquids from the reservoir to the first space.
  • This separator can be a cyclonic separator.
  • At least a portion of the reservoir may be extractable through the interior of the connected gas discharge tube, said at least one extractable portion may include the first opening and the second opening.
  • said at least one extractable portion may also include check valves, a tank bottom cap and injection tubes.
  • This part of the tank can be dismantled to facilitate the maintenance of the device. Indeed, the parts of the device requested during operation of the device (and therefore likely to fail or break) are located in an area near the two openings such as valves or injection tubes where appropriate.
  • the reservoir may comprise a horizontal subpart.
  • this horizontality makes it possible to significantly increase the accumulation capacity of the accumulation zone without increasing the height (along the axis of gravity) of the device (that is to say without increasing the resistance, or hydrostatic weight, that the gas undergoes during the rise of liquid at the top of the tank).
  • the length of a bottom of said tank at the first opening may be greater than twice the height along an axis of gravity between said bottom of the tank and the first opening.
  • the position of the first opening may be positioned higher (along the vertical axis) than the highest point of the tank (which may correspond to the horizontal section or deviated from the well), to ensure a good filling of this accumulation zone.
  • the present invention also relates to a method for discharging liquid from an extraction well, the well comprising a wellhead and a well bottom.
  • the well comprises: - a reservoir having a liquid accumulation zone, and a gas evacuation tube connected to the reservoir;
  • the method comprises:
  • Fluid injection through a second opening may be performed upon detecting a pressure drop or flow rate in the gas discharge tube.
  • This pressure or flow rate drop (advantageously measured at the wellhead) can be detected by means of a derivation of the pressure or flow curve: in this case, the absolute value of the calculated derivative will be greater than a certain value.
  • Stopping the gas injection can be decided upon detection of a drop in the pressure / flow of liquids at the wellhead, for example.
  • Another indicator may be the volume of fluid produced. During each cycle, it is possible to empty the accumulation zone, of a finite and known volume. It is thus possible to decide to stop the injection of gas used for emptying when a volume equivalent to the volume of the chamber is produced.
  • Fluid injection through a second opening may be performed upon detecting a pressure in the gas evacuation tube below a predetermined pressure.
  • FIGS. 1a and 1b illustrate particular embodiments of liquid accumulation and extraction device in two particular embodiments of the invention.
  • FIG. 2 illustrates different flows of fluids during operation in a particular embodiment of the invention
  • FIG. 3 illustrates a possible pressure curve during operation of a particular embodiment of the invention.
  • Figure 1a illustrates a particular embodiment of liquid accumulation and extraction device in a particular embodiment of the invention.
  • the evacuation device of FIG. 1 is positioned in an extraction well 1 12 previously drilled. Most often, the walls of this well 101 are reinforced with metal structures or concrete (or “casing" in English). In particular for safety and / or operating reasons, a tube 102 (or “tubing” in English) is inserted into this well in order to allow the evacuation of the production fluids (eg hydrocarbon or gas).
  • the production fluids eg hydrocarbon or gas
  • the walls 101 of the well are pierced / perforated (see completion 103) in order to let the fluid of interest penetrate the well and thus facilitate its extraction. It is assumed in the following that this fluid of interest is a gas, but this fluid of interest can very well be applied to other fluids, including liquids.
  • the "wellhead” is the area of the soil at which the well was drilled.
  • a bottom end of the well or the part farthest from the wellhead (often unique, except in the case of a bifurcation in the well) is called a "well bottom”.
  • This reservoir comprises a sub-portion 104 comprising a liquid accumulation zone 109.
  • this sub-portion 104 extends along the well to the bottom of the well in order to have the largest possible volume within the well. accumulation zone 109.
  • the walls of the accumulation zone are close to the wall 101 of Wells. Indeed, it is useful to increase the flow rate of the production gas in the annular zone (ie between the wall of the well and the tank wall) in order to promote the entrainment effect of the liquids present in the bottom of the tank. well by the production gas.
  • the distance between the wall 101 and the wall of the accumulation zone 104 may correspond to 10% of the diameter of the well.
  • the sub-portion 105 of the reservoir can be detached from the evacuation tube 102 and the sub-portion 104 of the reservoir comprising the accumulation zone 109. This detachment can be carried out even though the collecting device and the Extraction of the invention is in place in the well, thanks to tools lowered into the evacuation tube 102. Once detached, this part can be reassembled, within the evacuation tube 102.
  • the insulation thus defines two annular spaces in the well: a first space 107 formed between the insulator 106 and the well bottom 18 and a second space 108 formed between the insulator 106 and the wellhead.
  • a first opening 11a to allow a circulation of the mixture formed by the production gas and liquids from the annular space 107 to the inside the tank (105, 104) or in the interior 1 10 of the evacuation tube 102 connected to the tank.
  • a tube 17b for directing the mixture in a vertical direction (or towards the wellhead). This tube 17b enter the discharge tube 102 or stop before entering.
  • a valve January 19 non-return valve for example, in order to limit or to prevent the passage of liquid from the inside of the tank (104, 105) or from the inside of the evacuation tube 102 to the annular zone 107.
  • the first opening 17a is advantageously relatively high in the tank, but before the insulator 106. Indeed, its high position increases the capacity of the zone 109 of accumulation.
  • a tube 17b is installed on this opening, it is possible to increase the storage capacity of the accumulation zone 109 by placing the upper end of this tube at a rating higher than the rating of the first opening. In any case, it is sought to place the first opening January 17a between the accumulation zone 109 of liquid and the connection to the discharge tube (represented by the line 1 1 1).
  • a second opening 16a on the reservoir may be provided to allow injection of gas (air, nitrogen or a gas neutral vis-à-vis hydrocarbons or gases present) from the annular space 108 to the reservoir or more particularly to the zone 109 of accumulation of liquid.
  • gas air, nitrogen or a gas neutral vis-à-vis hydrocarbons or gases present
  • an injection tube 1 16b may be provided to be connected to this opening 1 16a.
  • This tube 1 16b may advantageously extend to the bottom of the reservoir, that is to say in a zone near the bottom 1 18.
  • a non-return valve 1 13 may be installed at one end of the tube 1 16b or level of the opening 1 16a or anywhere on the tube 1 16b.
  • the first opening 1 17a (respectively the second opening 1 16a) is located on the part of the extractable reservoir 105.
  • the evacuation tube 102 may comprise on its wall gas injection valves (1 14, 1 15) (or “gas-lift valve” in English or “GLV”) to reduce if necessary a column of liquid rising in the tube 102.
  • well 1 12 is a deviated well.
  • this embodiment also functions for a vertical well or having a horizontal or substantially horizontal portion. The installation of such device in a then having a horizontal zone can prevent the opening 1 17a is too high (on the axis of gravity, or the vertical) relative to the bottom of the well while allowing the accumulation zone 109 to be important.
  • the length L R of the bottom 1 18 of the tank at the opening 1 17a (or at the upper end of the tube 1 17b) is advantageously greater than N times (N being a real number greater than or equal to 2) the height H R according to the vertical (ie along the axis of gravity) between the bottom 1 18 of the tank and the opening 1 17a (or the upper end of the tube 1 17b).
  • FIG. 1b illustrates another particular embodiment of a device for accumulating and extracting liquid in a particular embodiment of the invention.
  • the non-return valve 1 13 can be installed at the opening 1 16a as mentioned above.
  • a leak point 120 (calibrated orifice of small diameter) downstream of the check valve 1 13 on the tube 1 16b, so that the gas trapped downstream of the valve, trapped in the tube 1 16b, can escape when filling the tank and the first injection tube.
  • the device does not include a tube 17b.
  • the non-return valve 1 19 is mounted directly on the opening 1 17a.
  • the evacuation tube 102 is of similar diameter to the reservoir. Indeed, the size of the evacuation tube is not, in the context of this invention, to be particularly reduced, in anticipation, to have flow velocities for good lifting of liquids by the gas.
  • a large diameter may also have several advantages over the life of the well. In a first step (before using the device object of this invention), a large diameter can avoid having a significant restriction to production, during a period during which the well is capable of producing alone). Then, when using the device a large diameter may be more favorable to the separation between gas and liquids.
  • FIG. 2 illustrates different circulations of fluids (liquid, gaseous, mixed) during the operation of the device in a particular embodiment of the invention.
  • the gas-liquid mixture is then diffused (arrow 203) in the tank.
  • the gas-liquid mixture can be directed in a vertical direction, but it can also be directed in another direction according to technical choices. implementation. For example, if the end of the tube 17b has a check valve, it may be advisable to direct the flow of gas-liquid mixture directly to the discharge tube.
  • a liquid-gas separation device may also be installed at the end of the tube 1 17b or on the opening 1 17a (whether the tube 1 17b exists or not).
  • the liquid of the liquid-gas mixture may tend to separate from the mixture (either by condensation or by simple gravity applied to the droplets of liquids already present in the liquid). As a result, at least a portion of the liquid can flow towards the bottom of the tank (arrow 205a) towards the accumulation zone 109.
  • the gas resulting from this separation (which may still comprise a portion of liquid) is directed (arrow 204a, 204b) towards the evacuation well 102 because of the natural pressure at the bottom of the well.
  • the liquid still present in the gas evacuated by the evacuation tube can be deposited, for example by condensation, on the walls of the evacuation tube and slide along these walls (arrows 205b).
  • liquid droplets can therefore move towards the accumulation zone.
  • the section of the upper end of tube 1 17b is weak (e.g. above a ratio 2) relative to the section of the evacuation tube to limit the return of liquid in the tube 1 17b.
  • the projection on a horizontal plane of the section of the tube 17b to have no intersection with the projection of the section of the tube 102 with the same plane: in particular, the droplets of liquid sliding along the wall of the tube 102 can not return by gravity into the tube 1 17b.
  • the accumulation zone fills with liquid.
  • this accumulation makes it possible to limit the losses of charges notably related to the friction of the liquids in / on the operating gas and to the vertical entrainment of the liquids.
  • the liquids present in the accumulation zone do not exert a back pressure that can limit or prohibit any gas infiltration into the well.
  • the capacity of the accumulation zone is not infinite. If it is possible to increase this capacity, in particular by increasing the length L R of the reservoir (while limiting, as far as possible, increasing the height H R ), there comes a time when the accumulation zone is saturated (ie the surface of the accumulated liquids being situated for example at the level z max ) and there is a need for evacuation of the fluids thus accumulated.
  • the gas flow rate is large enough so that the liquids are " when the pressure induced in the accumulation zone by this sudden injection of gas exceeds the production pressure at the level of the arrow 203, it is advantageous to provide check valve at the end of the tube 17b or at the opening 17a in order to automatically block the flow of fluid towards the annular space 107.
  • FIG. 3 illustrates a possible pressure curve 300 during the operation of a particular embodiment of the invention.
  • This pressure curve can be established in particular using sensors located in the well, in the evacuation well 102 for example.
  • these sensors are located at the wellhead, because it can be difficult to descend and permanently install sensors at great depth.
  • the pressure P at the sensors remains substantially constant (plateau 301) equal to P n0 m: in fact, the liquids, which can reduce the pressure of the production gas, are systematically accumulated in a "neutral" zone, outside the gas flow path (ie in the accumulation zone 109).
  • the pressure P starts to fall (between the points 302 and 303), since the fluids then slow the circulation of the production gas. It may happen that the gas flow stops completely if the hydrostatic pressure of the liquid present above this dimension exceeds the pressure of the gas at the end of the tube 1 17b (a non-return valve positioned at this point closing) so). If a sudden drop in pressure P is detected from the pressure P n0 m, it is possible to deduce that the accumulated liquids exceed the coast z max . On the other hand, it may be desirable to wait for the pressure P to descend (point 303) below a predetermined value P m in before doing any liquid evacuation action.
  • This control of the liquid evacuation process can also be carried out with flow supervision and not with pressure.
  • the gas flow rate drops abnormally (ie below a determined threshold value)
  • it may mean that the level of liquid in the well begins to exceed the point of entry of the effluents into the device and thus starts to Hydrostatically weigh on the gas. It is then useful to empty the tank.
  • the end of the gas flow to empty the tank can be triggered when the liquid flow becomes low (or when the volume of liquid produced during the flush corresponds to the volume of the accumulation zone).
  • the described embodiments have tubes connected to the openings on the tank, but other embodiments are possible without the presence of these tubes.

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Abstract

La présente invention concerne un dispositif d'évacuation de liquide pour un puits (112) d'extraction. Le dispositif comprend un réservoir(104, 105) présentant une zone d'accumulation (109) de liquide, ledit réservoir étant apte à être connecté à un tube (102) d'évacuation de gaz; un isolant (106) apte à limiter un écoulement de fluide entre une paroi (104) du réservoir et une paroi (101) du puits, d'un premier espace (107) formé entre l'isolant et le fond de puits vers un deuxième espace (108) formé entre l'isolant et la tête de puits; une première ouverture(117a) réalisée sur ledit réservoir apte à permettre une circulation d'un mélange gaz-liquide dudit premier espace vers un troisième espace (110) formé dans le tube d'évacuation de gaz; et une deuxième ouverture (116a) sur ledit réservoir apte à permettre une circulation de fluide dudit deuxième espace vers la zone d'accumulation de liquide. La première ouverture est réalisée entre la zone d'accumulation de liquide et la connexion au tube d'évacuation.

Description

DISPOSITIF D'EVACUATION DE LIQUIDES ACCUMULES DANS UN PUITS
La présente invention concerne le domaine de l'extraction de liquides présents dans un puits de forage. En particulier, la présente invention s'applique notamment au dispositif d'accumulation permettant une extraction de liquides dans des puits de forage pour la production de gaz, d'huiles ou de pétrole à partir de ressources non conventionnelles ou encore à partir de puits en fin de vie.
Les ressources non conventionnelles sont des ressources dont l'exploitation requière un niveau de la technologie ou d'investissement plus élevé que la moyenne.
Les trois plus grands types de ressources gazières non conventionnelles sont les sables compacts (ou « tight sands » en anglais), le méthane de houille et les gaz de schistes.
Bien que ces ressources de gaz naturel aient été historiquement négligées aux profits des réserves conventionnelles, l'intérêt pour les ressources non conventionnelles s'est accru durant les dernières années.
Néanmoins, dans le cadre des puits réalisés pour l'exploitation de ces ressources non conventionnelles et/ou dans le cadre des puits de forages non verticaux, l'infiltration et la stagnation de fluides liquides peut poser des problèmes. En effet, la présence de ces liquides diminue fortement les rendements de ces puits.
Ainsi, il existe un besoin pour évacuer ces liquides.
Les méthodes permettant l'évacuation de fluides (eau, pétrole ou mélange des deux) depuis le fond d'un puits sont désignées par le terme générique « artificial lift ». Toutes ces méthodes reposent sur le même principe : si l'énergie contenue dans le réservoir est insuffisante pour permettre de remonter les fluides sans assistance, alors il est utile d'abaisser artificiellement la pression hydrostatique ou de diminuer le diamètre interne du puits. On recense parmi ces méthodes :
1 ) La méthode dite de « gas lift » : du gaz est injecté en continu dans la colonne hydrostatique, cela allège la colonne et permet la remontée des fluides. Il est utile d'avoir du gaz à disposition en surface, et des compresseurs. Quand la proportion huile / eau varie dans le temps et que la pression réservoir continue de baisser, alors le point d'injection du gaz doit être modifié plusieurs fois au moyen d'opérations de service de puits (« well servicing » en anglais). La méthode de « gas lift » peut être déployée dans un grand nombre de situations (ex. avec un débit de 4,800 m3/jour ou avec une profondeur de forage de 4,600 m).
2) Les méthodes utilisant des pompes ESP (pour « Electric Submersible Pump » en anglais) : ces pompes ESP sont positionnées au fond du puits, au sein du liquide à pomper. Elles créent une dépression dans le puits et un effet de succion. Ces pompes nécessitent des équipements lourds à mettre en place et coûteux, et doivent être alimentées en énergie électrique depuis la surface. Les débits possibles peuvent être variés (ex. d'une dizaine de mètres cube par jour à une dizaine de milliers de mètres cube par jour). Néanmoins, ces pompes peuvent être désamorcées si du gaz entre dans le système (i.e. « gas lock » en anglais) et dès lors, l'évacuation du liquide sera compromise. Ces pompes sont très sensibles à l'érosion et ne fonctionnent pas bien si un fluide gazeux est présent dans le fluide liquide, provoquant, par exemple, de la cavitation.
3) Les méthodes utilisant des pompes PCP (pour « Progressive Cavity Pumps » en anglais) : ces pompes consistent en un stator et un rotor. Ces pompes sont positionnées au fond du puits, au sein du liquide à pomper et doivent être alimentées en énergie électrique depuis la surface. Si ces méthodes peuvent être flexibles, ces méthodes ne permettent pas d'atteindre tous les débits possibles (jusqu'à 600m3/jour). De plus, les profondeurs d'installation sont limitées (environ 1 ,800 m). Ces pompes sont très résistantes à l'érosion et à la présence de solides, mais certains composés aromatiques contenus dans les hydrocarbures peuvent endommager l'élastomère du stator. De plus, ces pompes ont des difficultés de fonctionnement en condition d'écoulement polyphasique.
4) Les méthodes utilisant des pompes « beam pumps ». Ces pompes « beam pumps » sont des pompes de surface qui remontent les fluides dans un barillet depuis le fond du puits. Limité aux puits de faible débit (5 à 40 litres à chaque mouvement), et peut se retrouver bloqué par le phénomène de gas lock (si du gaz entre dans le système, peu ou aucun liquide ne peut être remonté, car le gaz est compressible, à la différence du liquide). Une énergie est requise en surface pour opérer la pompe. De plus, ces pompes ont des difficultés de fonctionnement dans les puits inclinés ou horizontaux.
5) L'injection de surfactants en fond de puits qui se mélangent aux liquides et forment une mousse, abaissant ainsi la pression hydrostatique.
6) L'installation dans le puits de tubes de petit diamètre (ex. « velocity string » ou « capillary string » en anglais) : ces tubes augmentent la vitesse du gaz remontant vers la surface et par conséquent son pouvoir d'entraînement des liquides. L'installation de ces tubes nécessite de repenser la conception complète de la complétion du puits (opération potentiellement lourde). De plus, cette installation peut ne pas être une solution pérenne, car au fur et à mesure de la baisse de pression du réservoir, même un petit diamètre peut être insuffisant pour créer une vitesse suffisante pour l'évacuation des fluides liquides.
De telles méthodes ne sont pas exemptes de défauts comme indiqué précédemment.
De plus, si historiquement les puits à gaz étaient majoritairement verticaux, le développement des ressources non conventionnelles n'a, quant à lui, été rendu possible que par le forage de puits inclinés ou horizontaux.
Toutes les méthodes présentées précédemment, si elles sont applicables à des puits verticaux, peuvent être difficilement applicables aux puits inclinés ou horizontaux. En particulier, les méthodes comportant des pompes activées par des tiges mises en rotation ou en traction depuis la surface peuvent être complexes à mettre en œuvre dans des puits déviés.
Il y a ainsi un besoin pour une méthode d'évacuation de liquides dans des puits, de manière peu coûteuse, simple à mettre en œuvre et résistante. La présente invention vient améliorer la situation. La présente invention vise alors un dispositif d'évacuation de liquide apte à être positionné dans un puits d'extraction, le puits comportant une tête de puits et un fond de puits. Le dispositif comprend :
- un réservoir présentant une zone d'accumulation de liquide, ledit réservoir étant apte à être connecté à un tube d'évacuation de gaz positionné dans le puits d'extraction;
- un isolant apte à limiter un écoulement de fluide entre une paroi du réservoir et une paroi du puits, d'un premier espace formé entre l'isolant et le fond de puits vers un deuxième espace formé entre l'isolant et la tête de puits ;
- une première ouverture réalisée sur ledit réservoir apte à permettre une circulation d'un mélange gaz-liquide dudit premier espace vers un troisième espace formé dans le tube d'évacuation de gaz ;
- une deuxième ouverture sur ledit réservoir apte à permettre une circulation de fluide dudit deuxième espace vers la zone d'accumulation de liquide.
Ladite première ouverture étant réalisée entre la zone d'accumulation de liquide et la connexion au tube d'évacuation.
Contrairement aux dispositifs de l'état de la technique, la première ouverture n'est pas située au fond du réservoir (i.e. de la zone d'accumulation). Le réservoir dans la zone d'accumulation pouvant être étanche, sans aucune valve par exemple. En effet, dans l'hypothèse d'une ouverture basse au niveau du fond du réservoir, les effluents produits depuis la zone productrice doivent transiter au travers du fluide accumulé dans le réservoir installé dans le puits. Le réservoir sert alors à la fois de zone de transit des fluides depuis le fond jusqu'à la surface et de zone d'accumulation. Ces deux fonctions sont ici séparées. Les liquides qui s'accumulent dans le réservoir ne constituent plus une restriction à la circulation des effluents produits.
Un tel dispositif a de nombreux avantages comme le fait de ne pas être impacté par la trajectoire du puits ou par la présence de gaz et de liquide. Par ailleurs, ce dispositif permet d'abaisser la pression minimale d'exploitation du puits et ainsi retarder l'abandon du puits. Par rapport à des techniques classiques de remontée des effluents à l'aide d'une injection de gaz (ou « gas lift » en anglais) ce dispositif permet une réduction du gaz nécessaire pour l'évacuation des liquides grâce à, par exemple, un fonctionnement par intermittence et à une remontée d'un volume important de liquides lors de chaque cycle. Il est de plus moins pénalisant sur la production du puits, grâce à une optimisation de la circulation et du stockage des fluides dans le puits et du puits vers la surface.
Le système présente une modularité permettant de s'adapter aux conditions du puits. Dans un premier temps, le fond du réservoir (i.e. la zone la plus proche du fond du puits) peut être conformé pour être initialement ouvert afin de laisser le puits fonctionner de manière classique (mode éruptif). La fermeture du fond du réservoir pour un fonctionnement tel que décrit ci-après peut être envisagée lorsque l'exploitation classique du puits ne permet plus un rendement économique suffisant. Le dispositif peut ainsi être utilisé de plusieurs façons et ainsi s'adapter aux conditions réelles du puits. Les vannes d'injection de gaz situées dans le tube d'évacuation peuvent également être utilisées au besoin (dégorgement du puits, aide au soulèvement des liquides s'ils sont produits en grande quantité, par exemple).
De même, le tube d'injection de gaz peut être installé ultérieurement.
Bien entendu, il est possible que le réservoir soit formé par un tube similaire au tube d'évacuation des gaz/effluents mentionné ci-avant. Ce tube similaire est simplement fermé en son extrémité basse.
La taille du tube d'évacuation n'a pas, dans le cadre de cette invention, à être particulièrement réduite, par anticipation, pour avoir des vitesses d'écoulement permettant un bon soulèvement des liquides par le gaz. Un diamètre important peut également présenter plusieurs avantages au cours de la vie du puits. Dans un premier temps (avant utilisation du dispositif objet de cette invention), un diamètre important peut permettre d'éviter d'avoir une restriction importante à la production, au cours d'une période durant laquelle le puits est capable de produire seul). Ensuite, lors de l'utilisation du dispositif un diamètre important peut être plus favorable à la séparation entre gaz et liquides.
Le dispositif peut être agencé pour permettre la circulation d'un liquide dudit mélange gaz-liquide dudit troisième espace vers la zone d'accumulation de liquide. Ainsi, une circulation de l'intérieur du tube d'évacuation vers la zone d'accumulation peut se faire par simple gravité.
Les effluents (mélange gaz - liquide) venant de la zone productrice peuvent entrer dans le dispositif par la première ouverture. L'agencement du dispositif peut faire que les liquides dudit mélange gaz-liquide, du fait de la gravité, s'accumulent dans le réservoir, soit directement dès leur entrée dans le dispositif, soit après avoir amorcé la remontée dans le tube d'évacuation et être retombé dans le réservoir par écoulement à contre-courant.
Cette séparation gaz - liquide peut permettre une remontée facilitée du gaz (colonne hydrostatique réduite). Différents moyens d'améliorer cette séparation et de la réaliser de manière localisée peuvent être ajoutés au système de base, afin d'en améliorer le rendement global : séparation cyclonique, orientation du jet en sortie de la première ouverture vers le bas, etc. sont des exemples possibles de disposition visant à améliorer la séparation.
Un premier tube d'injection peut être connecté à la deuxième ouverture pour une injection dirigée de gaz à une extrémité de la zone d'accumulation, cette extrémité étant opposée dans le puits à la connexion au tube d'évacuation. Ce premier tube peut ainsi permettre d'injecter au fond de la zone d'accumulation un fluide à haut débit afin de purger le réservoir de tout liquide (au moins partiellement).
Il est également possible que ce tube soit directement connecté en surface, sans que ce tube n'ait une ouverture située dans le tube d'évacuation (par exemple, dans le cas des puits dits « tubingless » en anglais, c'est-à-dire sans tube d'extraction).
Un dispositif antiretour peut être disposé si besoin dans le premier tube d'injection. Dans un agencement préférentiel, cette vanne peut être située au niveau de la deuxième ouverture. Cet agencement présente l'intérêt de maximiser le volume pouvant être utilisé pour le stockage des liquides. En effet, une vanne située au bout du premier tube d'injection (donc proche du fond du puits) peut limiter le volume à l'annulaire entre le premier tube d'injection et la paroi du réservoir.
Afin de bénéficier de cette capacité de stockage, il peut être avantageux de placer un point de fuite (orifice calibré de petit diamètre) en aval de la vanne antiretour, afin que le gaz piégé en aval de la vanne, dans le premier tube d'injection, puisse s'échapper lors du remplissage du réservoir et du premier tube d'injection.
Un deuxième tube d'injection peut être connecté à la première ouverture pour une injection dirigée du mélange gaz-liquide vers l'intérieur du tube d'évacuation connecté.
Ce deuxième tube permet de contrôler la direction du mélange (par exemple, vers le haut, vers le centre de la section du tube d'évacuation) afin contrôler les effets aérodynamiques sur le mélange (notamment les effets permettant une séparation améliorée du liquide et du gaz à partir de ce mélange).
Un dispositif antiretour peut être disposé sur le deuxième tube d'injection afin de limiter la circulation d'au moins un liquide vers le premier espace. Ce dispositif antiretour peut également être disposé au niveau de la première ouverture afin d'empêcher la circulation des effluents/liquides du réservoir vers le premier espace.
Par ailleurs, il est possible d'installer, soit sur ce tube, soit dans le tube d'évacuation de gaz un séparateur afin de favoriser une séparation du liquide à partir du mélange liquide-gaz. Ce séparateur peut être un séparateur cyclonique.
Au moins une partie du réservoir peut être extractible à travers l'intérieur du tube d'évacuation de gaz connecté, ladite au moins une partie extractible pouvant comporter la première ouverture et la deuxième ouverture. De plus, ladite au moins une partie extractible peut également comporter des vannes antiretour, un bouchon de fond de réservoir et des tubes d'injection.
Cette partie du réservoir peut être démontable afin de faciliter la maintenance du dispositif. En effet, les pièces du dispositif sollicitées lors du fonctionnement du dispositif (et donc susceptible de tomber en panne ou de se casser) se situent dans une zone proche des deux ouvertures comme les valves ou les tubes d'injection le cas échéant.
Avantageusement, le réservoir peut comporter une sous-partie horizontale.
Comme il est détaillé ci-dessous, il peut être utile que la partie du réservoir dans lequel se trouve la zone d'accumulation trouve sa plus grande longueur de manière horizontale. En effet, cette horizontalité permet l'augmentation sensible de la capacité d'accumulation de la zone d'accumulation sans augmenter la hauteur (selon l'axe de gravité) du dispositif (c'est-à-dire sans augmenter la résistance, ou poids hydrostatique, que subit le gaz lors de la remontée de liquide en haut du réservoir).
Dans un mode de réalisation, la longueur d'un fond dudit réservoir à la première ouverture peut être supérieure à deux fois la hauteur selon un axe de gravité entre ledit fond du réservoir et la première ouverture.
Par exemple, la position de la première ouverture peut être positionnée plus haut (selon l'axe vertical) que le point le plus élevé du réservoir (qui peut correspondre à la section horizontale ou déviée du puits), afin d'assurer un bon remplissage de cette zone d'accumulation.
La présente invention vise également un procédé d'évacuation de liquide d'un puits d'extraction, le puits comportant une tête de puits et un fond de puits.
Le puits comporte : - un réservoir présentant une zone d'accumulation de liquide, et un tube d'évacuation de gaz connecté au réservoir ;
- un isolant limitant un écoulement de fluide entre une paroi du réservoir et une paroi du puits, d'un premier espace formé entre l'isolant et le fond de puits vers un deuxième espace formé entre l'isolant et la tête de puits ;
Le procédé comporte :
- mise en circulation d'un mélange gaz-liquide au travers d'une première ouverture réalisée sur ledit réservoir, la circulation dudit mélange étant faite dudit premier espace vers un troisième espace formé dans le tube d'évacuation de gaz, la première ouverture étant réalisée entre la zone d'accumulation de liquide et la connexion au tube d'évacuation ;
- séparation, au moins partielle, d'un liquide dudit mélange dans ledit tube d'évacuation de gaz ;
- déplacement dudit liquide séparé à l'aide d'une force gravitationnelle vers la zone d'accumulation de liquide ;
- injection de fluide à travers une deuxième ouverture sur ledit réservoir dudit deuxième espace vers la zone d'accumulation de liquide, ladite injection étant apte à évacuer au moins une partie du liquide accumulé dans la zone d'accumulation via le tube d'évacuation.
L'injection de fluide à travers une deuxième ouverture peut être réalisée sur détection d'une chute de pression ou de débit dans le tube d'évacuation de gaz. Cette chute de pression ou de débit (avantageusement mesurée au niveau de la tête de puits) peut être détectée à l'aide d'une dérivation de la courbe de pression ou de débit : dans cette hypothèse, la valeur absolue de la dérivée calculée sera supérieure à une certaine valeur.
L'arrêt de l'injection de gaz peut être décidé sur détection d'une baisse de la pression/du débit de liquides en tête de puits, par exemple. Un autre indicateur peut être le volume de liquide produit. Au cours de chaque cycle, il est possible de vider la zone d'accumulation, d'un volume fini et connu. Il est ainsi possible décider de stopper l'injection de gaz servant à la vidange lorsqu'un volume équivalent au volume de la chambre est produit.
L'injection de fluide à travers une deuxième ouverture peut être réalisée sur détection d'une pression dans le tube d'évacuation de gaz en dessous d'une pression prédéterminée.
La pression dans le tube d'évacuation peut avantageusement être mesurée au niveau de la tête de puits
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront encore à la lecture de la description qui va suivre. Celle-ci est purement illustrative et doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels : - les figures 1 a et 1 b illustrent des réalisations particulières de dispositif d'accumulation et d'extraction de liquide dans deux modes de réalisation particulière de l'invention ;
- la figure 2 illustre différentes circulations de fluides lors du fonctionnement dans une réalisation particulière de l'invention ;
- la figure 3 illustre une courbe de pression possible lors du fonctionnement d'une réalisation particulière de l'invention.
La figure 1 a illustre une réalisation particulière de dispositif d'accumulation et d'extraction de liquide dans un mode de réalisation particulière de l'invention.
Le dispositif d'évacuation de la figure 1 est positionné dans un puits d'extraction 1 12 préalablement foré. Le plus souvent, les parois de ce puits 101 sont renforcées à l'aide de structures métalliques ou de béton (ou « casing » en anglais). Notamment pour des raisons de sécurité et/ou d'exploitation, un tube 102 (ou « tubing » en anglais) est inséré dans ce puits afin de permettre l'évacuation des fluides de production (ex. hydrocarbure ou gaz).
Au niveau de la réserve d'hydrocarbure (formations géologiques contenant les hydrocarbures liquides/gazeux) en sous-sol, les parois 101 du puits sont percées/perforées (voir complétion 103) afin de laisser le fluide d'intérêt pénétrer dans le puits et faciliter ainsi son extraction. Il est supposé dans la suite que ce fluide d'intérêt est un gaz, mais ce fluide d'intérêt peut très bien s'appliquer à d'autres fluides, y compris liquides.
On appelle « tête de puits » la zone du sol au niveau de laquelle le puits a été foré. On appelle « fond de puits » une extrémité basse du puits ou la partie la plus éloignée de la tête de puits (souvent unique, sauf en cas de bifurcation dans le puits).
Dans le puits 1 12, il est possible de connecter au tube d'évacuation 102 un réservoir d'accumulation (104 et 105). Ce réservoir comprend une sous-partie 104 comprenant une zone d'accumulation de liquide 109. Avantageusement, cette sous- partie 104 s'étend le long du puits jusqu'au fond du puits afin de disposer du plus grand volume possible au sein de la zone d'accumulation 109. Par ailleurs, les parois de la zone d'accumulation (ou les parois du réservoir) sont proches de la paroi 101 du puits. En effet, il est utile d'augmenter la vitesse d'écoulement du gaz de production dans la zone annulaire (i.e. entre la paroi du puits et la paroi du réservoir) afin de favoriser l'effet d'entraînement des liquides présents en fond de puits par le gaz de production. Par exemple, la distance entre la paroi 101 et la paroi de la zone d'accumulation 104 peut correspondre à 10% du diamètre du puits.
Avantageusement, la sous-partie 105 du réservoir peut se détacher du tube d'évacuation 102 et de la sous-partie 104 du réservoir comprenant la zone d'accumulation 109. Ce détachement peut être effectué alors même que le dispositif de collecte et d'extraction de l'invention est en place dans le puits, grâce à des outils descendus dans le tube d'évacuation 102. Une fois détachée, cette partie peut être remontée, au sein du tube d'évacuation 102.
Il est possible également de fixer sur le réservoir 105 un isolant 106 (ou « packer » en anglais) permettant de limiter tout écoulement de fluide entre la paroi du réservoir (105 ou 104) et la paroi du puits 101 . Cette limitation d'écoulement peut être complète ou partielle (ex. présence d'une valve sur l'isolant).
L'isolant définit ainsi deux espaces annulaires dans le puits : un premier espace 107 formé entre l'isolant 106 et le fond 1 18 de puits et un deuxième espace 108 formé entre l'isolant 106 et la tête de puits. Dans la sous-partie extractible 105 (ou partie supérieure du réservoir), il est possible de prévoir une première ouverture 1 17a afin de permettre une circulation du mélange formé par le gaz de production et de liquides depuis l'espace annulaire 107 vers l'intérieur du réservoir (105, 104) ou vers l'intérieur 1 10 du tube d'évacuation 102 connecté au réservoir. Avantageusement, il est possible de prévoir un tube 1 17b permettant de diriger ce mélange dans une direction verticale (ou vers la tête de puits). Ce tube 1 17b pénétrer dans le tube d'évacuation 102 ou s'arrêter avant d'y pénétrer.
De plus, il est possible d'installer, à une extrémité du tube 1 17b ou au niveau de l'ouverture 1 17a, une valve 1 19, antiretour par exemple, afin de limiter ou d'empêcher le passage de liquide depuis l'intérieur du réservoir (104, 105) ou depuis l'intérieur du tube d'évacuation 102 vers la zone annulaire 107.
La première ouverture 1 17a se situe avantageusement relativement haut dans le réservoir, mais avant l'isolant 106. En effet, sa position haute permet d'augmenter la capacité de la zone 109 d'accumulation. Bien entendu, si un tube 1 17b est installé sur cette ouverture, il est possible d'augmenter la capacité de stockage de la zone 109 d'accumulation en plaçant l'extrémité haute de ce tube à une cote supérieure à la cote de la première ouverture. En tout état de cause, on cherche à placer la première ouverture 1 17a entre la zone d'accumulation 109 de liquide et la connexion au tube d'évacuation (représentée par la ligne 1 1 1 ).
Une deuxième ouverture 1 16a sur le réservoir (par exemple, dans la sous-partie extractible 105) peut être prévue afin de permettre une injection de gaz (de l'air, de l'azote ou un gaz neutre vis-à-vis des hydrocarbures ou gaz présents) depuis l'espace annulaire 108 vers le réservoir ou plus particulièrement vers la zone 109 d'accumulation de liquide.
Par ailleurs, un tube d'injection 1 16b peut être prévu afin d'être connecté à cette ouverture 1 16a. Ce tube 1 16b, peut avantageusement s'étendre jusqu'au fond du réservoir, c'est-à-dire dans une zone proche du fond 1 18. Une valve antiretour 1 13 peut être installée à une extrémité du tube 1 16b ou au niveau de l'ouverture 1 16a ou à tout endroit sur le tube 1 16b.
Avantageusement, la première ouverture 1 17a (respectivement la deuxième ouverture 1 16a) se situe sur la partie du réservoir extractible 105.
Le tube d'évacuation 102 peut comporter sur sa paroi des valves d'injection (1 14, 1 15) de gaz (ou « gas-lift valve » en anglais ou « GLV ») permettant d'alléger le cas échéant une colonne de liquide remontant dans le tube 102.
Dans le mode de réalisation présenté, le puits 1 12 est un puits dévié. Bien entendu, ce mode de réalisation fonctionne également pour un puits vertical ou comportant une partie horizontale ou sensiblement horizontale. L'installation d'un tel dispositif dans un puis comportant une zone horizontale peut permettre d'éviter que l'ouverture 1 17a se situe trop haute (sur l'axe de gravité, ou la verticale) par rapport au bas du puits tout en permettant à la zone d'accumulation 109 d'être importante. Éviter que l'ouverture 1 17a se situe trop haut par rapport au bas du puits permet, en effet, de limiter la déperdition énergétique du gaz de production (et donc sa pression) lors de l'entraînement du liquide dans la zone annulaire 107 : plus cette ouverture se situe haut par rapport au bas du puits (ou par rapport à son point le plus bas), plus le gaz de production devra fournir de l'énergie au liquide en suspension / entraîné afin de « compenser » l'énergie potentielle de pesanteur de celui-ci et ainsi le faire pénétrer par l'ouverture 1 17a.
Par exemple, la longueur LR du fond 1 18 du réservoir à l'ouverture 1 17a (ou à l'extrémité haute du tube 1 17b) est avantageusement supérieure à N fois (N étant un nombre réel supérieur ou égal à 2) la hauteur HR selon la verticale (i.e. selon l'axe de gravité) entre le fond 1 18 du réservoir et l'ouverture 1 17a (ou l'extrémité haute du tube 1 17b).
La figure 1 b illustre une autre réalisation particulière de dispositif d'accumulation et d'extraction de liquide dans un mode de réalisation particulière de l'invention.
Ce mode de réalisation reprend essentiellement l'ensemble des caractéristiques de la figure 1 a, mais certaines différences sont notées. Chacune des différences évoquées ci-dessous peut se retrouver séparément dans différents modes de réalisation.
Dans ce mode de réalisation, la valve antiretour 1 13 peut être installée au niveau de l'ouverture 1 16a comme évoquée ci-avant.
Par ailleurs, il est possible de prévoir un point de fuite 120 (orifice calibré de petit diamètre) en aval de la vanne antiretour 1 13 sur le tube 1 16b, afin que le gaz piégé en aval de la vanne, piégé dans le tube 1 16b, puisse s'échapper lors du remplissage du réservoir et du premier tube d'injection.
En outre, dans ce mode de réalisation, le dispositif ne comprend pas de tube 1 17b. La valve antiretour 1 19 est montée directement sur l'ouverture 1 17a. Avantageusement, le tube d'évacuation 102 est de diamètre similaire au réservoir. En effet, la taille du tube d'évacuation n'a pas, dans le cadre de cette invention, à être particulièrement réduite, par anticipation, pour avoir des vitesses d'écoulement permettant un bon soulèvement des liquides par le gaz. Un diamètre important peut également présenter plusieurs avantages au cours de la vie du puits. Dans un premier temps (avant utilisation du dispositif objet de cette invention), un diamètre important peut permettre d'éviter d'avoir une restriction importante à la production, au cours d'une période durant laquelle le puits est capable de produire seul). Ensuite, lors de l'utilisation du dispositif un diamètre important peut être plus favorable à la séparation entre gaz et liquides.
La figure 2 illustre différentes circulations de fluides (liquides, gazeux, mixtes) lors du fonctionnement du dispositif dans une réalisation particulière de l'invention.
Ces circulations permettent de visualiser le fonctionnement du dispositif tel que décrit en relation avec la figure 1 . Les références de figure non mentionnées sur la figure 2 ou identiques à la figure 1 font référence aux mêmes éléments ou à des éléments semblables dans les deux figures 1 et 2.
Une fois que les fluides de production se sont infiltrés dans le puits par les complétions 103 (et particulièrement dans l'espace annulaire 107), ces fluides se déplacent (flèche 201 ) le long du réservoir installé dans le puits. Dans cette zone, la vitesse du gaz est notablement augmentée du fait du rétrécissement de l'espace disponible à ce niveau du puits : l'accélération de l'écoulement permet un entraînement favorisé des liquides ou autres particules présentes en fond de puits dans l'espace annulaire. Du fait de la présence de l'isolant 106, le gaz (ou plus précisément le mélange formé par le gaz de production et les liquides) ne peut pas circuler dans l'espace annulaire au-dessus (selon l'axe z décroissant) de cet isolant et pénètre alors dans la première ouverture (flèche 202).
Suivant la trajectoire du tube 1 17b, le mélange gaz-liquide est alors diffusé (flèche 203) dans le réservoir. Bien entendu, il est possible de diffuser ce mélange gaz- liquide directement dans le tube d'évacuation 102. Le mélange gaz-liquide peut être dirigé dans une direction verticale, mais il peut également être dirigé dans une autre direction en fonction de choix techniques d'implémentation. Par exemple, si l'extrémité du tube 1 17b comporte une valve antiretour, il peut être judicieux de diriger le flux de mélange gaz-liquide directement vers le tube d'évacuation. Si l'extrémité du tube 1 17b comporte un « chapeau conique » (comme représenté dans la figure 2, ce chapeau conique permettant d'éviter tout écoulement de liquide s'écoulant par gravité dans le tube 1 17b depuis le tube d'évacuation 102), il peut être judicieux de diriger le flux de mélange gaz-liquide vers le bas, i.e. vers le fond du réservoir.
Dans l'hypothèse de la figure 1 b (i.e. dans laquelle aucun tube 1 17b n'existe), le procédé est sensiblement le même. Du fait de la gravité, les liquides contenus dans le mélange entrant au niveau de l'entrée 1 17a vont, au moins en partie, être dirigés vers la zone d'accumulation 109, le gaz étant lui naturellement entraîné vers le haut.
Un dispositif de séparation liquide-gaz peut être également installé à l'extrémité du tube 1 17b ou sur l'ouverture 1 17a (que le tube 1 17b existe ou non).
En tout état de cause, le liquide du mélange liquide-gaz peut avoir tendance à se séparer du mélange (soit par condensation, soit par simple gravité appliquée aux gouttelettes de liquides déjà présentes dans le liquide). De ce fait, au moins une partie du liquide peut se diriger vers le fond du réservoir (flèche 205a), vers la zone d'accumulation 109.
Le gaz issu de cette séparation (pouvant encore comporter une partie de liquide) se dirige (flèche 204a, 204b) vers le puits d'évacuation 102 du fait de la pression naturelle en fond de puits.
Bien entendu, le liquide encore présent dans le gaz évacué par le tube d'évacuation peut se déposer, par condensation par exemple, sur les parois du tube d'évacuation et glisser le long de ces parois (flèches 205b). Par gravité, des gouttelettes de liquides peuvent donc se déplacer vers la zone d'accumulation. Avantageusement, la section de l'extrémité haute du tube 1 17b est faible (ex. au- dessus d'un rapport 2) par rapport à la section du tube d'évacuation afin de limiter le retour de liquide dans le tube 1 17b. Par ailleurs, il peut être avantageux que la projection sur un plan horizontal de la section du tube 1 17b ne possède pas d'intersection avec la projection de la section du tube 102 avec le même plan : notamment, les gouttelettes de liquide glissant le long de la paroi du tube 102 ne peuvent pas rentrer par gravité dans le tube 1 17b.
Au fur et à mesure des circulations décrites ci-avant, la zone d'accumulation se remplit de liquide. Avantageusement, cette accumulation permet de limiter les pertes de charges notamment liées aux frottements des liquides dans/sur le gaz d'exploitation et à l'entraînement vertical des liquides. De plus, les liquides présents dans la zone d'accumulation n'exercent pas de contre-pression pouvant limiter ou interdire toute infiltration de gaz dans le puits.
Bien entendu, la capacité de la zone d'accumulation n'est pas infinie. S'il est possible d'augmenter cette capacité, notamment en augmentant la longueur LR du réservoir (tout en limitant, autant que possible, l'augmentation de la hauteur HR), il arrive un moment où la zone d'accumulation est saturée (i.e. la surface des liquides accumulés se situant par exemple au niveau de la cote zmax) et il existe un besoin d'évacuation des fluides ainsi accumulés.
Ainsi, lorsqu'un opérateur souhaite évacuer les liquides accumulés dans le réservoir, il peut mettre, depuis la surface, en pression l'espace annulaire 108 à l'aide d'un compresseur (éventuellement partagé entre plusieurs puits). Cette mise en pression permet au gaz contenu dans l'annulaire d'être injecté à grande vitesse dans le tube 1 16b au travers de l'ouverture 1 16a (flèches 206a et 206b). Lors de sa sortie du tube 1 16b (flèche206c), le gaz va pousser les liquides de la zone d'accumulation 109 verticalement dans le puits dans le tube d'extraction 102. Le débit de gaz est suffisamment important afin que les liquides soient « balayés » (flèche 207) au travers du tube d'évacuation 102. Si la pression induite dans la zone d'accumulation par cette injection brutale de gaz dépasse la pression de production au niveau de la flèche 203, alors il est avantageux de prévoir une valve antiretour (ou « check- valve » en anglais) à l'extrémité du tube 1 17b ou au niveau de l'ouverture 1 17a afin de bloquer de manière automatique la circulation de fluide vers l'espace annulaire 107.
La figure 3 illustre une courbe de pression 300 possible lors du fonctionnement d'une réalisation particulière de l'invention. Cette courbe de pression peut être établie notamment à l'aide de capteurs situés dans le puits, dans le puits d'évacuation 102 par exemple. Avantageusement, ces capteurs sont situés en tête de puits, car il peut être complexe de descendre et d'installer à demeure des capteurs à grande profondeur.
Lors de la phase de remplissage de la zone d'accumulation 109, la pression P au niveau des capteurs reste sensiblement constante (palier 301 ) égale à Pn0m : en effet, les liquides, pouvant diminuer la pression du gaz de production, sont systématiquement accumulés dans une zone « neutre », hors de la trajectoire de circulation du gaz (i.e. dans la zone d'accumulation 109).
Lorsque le niveau de liquide accumulé dépasse la cote zmax, la pression P commence à chuter (entre les points 302 et 303), car les fluides freinent alors la circulation du gaz de production. Il peut arriver que la circulation de gaz s'arrête complètement si la pression hydrostatique du liquide présent au-dessus de cette cote dépasse la pression du gaz au niveau de l'extrémité du tube 1 17b (une vanne antiretour positionnée à cet endroit se fermant alors). S'il est détecté une chute brutale de pression P à partir de la pression Pn0m, il est possible de déduire que les liquides accumulés dépassent la côte zmax. Par ailleurs, il peut être souhaitable d'attendre que la pression P descende (point 303) en dessous d'une valeur prédéterminée Pmin avant de faire toute action d'évacuation de liquide.
Lorsqu'il est décidé qu'une évacuation de liquide accumulé est souhaitable, une injection brutale de gaz peut être effectuée dans l'espace annulaire 108 comme décrit précédemment, provoquant de fait, une expulsion de liquide hors du puits via le tube d'évacuation, diminuant alors la quantité de liquide accumulé dans le réservoir. Cette injection brutale de gaz provoque une variation « erratique » de pression notable (courbe 304, par exemple). Une fois, cette évacuation effectuée (point 305), le cycle de production recommence avec un palier de pression 306 semblable au palier 301 .
Ce contrôle du processus d'évacuation du liquide peut également être effectué à l'aide d'une supervision du débit et non de la pression. En particulier, lorsque le débit de gaz baisse anormalement (i.e. en dessous d'une valeur seuil déterminée), cela peut signifier que le niveau de liquide dans le puits commence à dépasser le point d'entrée des effluents dans le dispositif et ainsi commence à peser hydrostatiquement sur le gaz. Il est alors utile de procéder à une vidange du réservoir. La fin de la circulation de gaz pour assurer la vidange du réservoir peut être déclenchée lorsque le débit de liquide devient faible (ou lorsque le volume de liquide produit lors de la chasse correspond au volume de la zone d'accumulation).
Bien entendu, la présente invention ne se limite pas aux formes de réalisation décrites ci-avant à titre d'exemple ; elle s'étend à d'autres variantes.
D'autres réalisations sont possibles.
Par exemple, les modes de réalisation décrits présentent des tubes connectés aux ouvertures sur le réservoir, mais d'autres modes de réalisation sont envisageables sans la présence de ces tubes

Claims

REVENDICATIONS
1 . Dispositif d'évacuation de liquide apte à être positionné dans un puits (1 12) d'extraction, le puits comportant une tête de puits et un fond de puits, et dans lequel le dispositif comprend : - un réservoir (104, 105) présentant une zone d'accumulation (109) de liquide, ledit réservoir étant apte à être connecté à un tube (102) d'évacuation de gaz positionné dans le puits d'extraction;
- un isolant (106) apte à limiter un écoulement de fluide entre une paroi (104) du réservoir et une paroi (101 ) du puits, d'un premier espace (107) formé entre l'isolant et le fond de puits vers un deuxième espace (108) formé entre l'isolant et la tête de puits ;
- une première ouverture (1 17a) réalisée sur ledit réservoir apte à permettre une circulation d'un mélange gaz-liquide dudit premier espace vers un troisième espace (1 10) formé dans le tube d'évacuation de gaz ; - une deuxième ouverture (1 16a) sur ledit réservoir apte à permettre une circulation de fluide dudit deuxième espace vers la zone d'accumulation de liquide ; dans lequel ladite première ouverture étant réalisée entre la zone d'accumulation de liquide et la connexion au tube d'évacuation.
2. Dispositif selon la revendication 1 , dans lequel le dispositif est agencé pour permettre la circulation d'un liquide dudit mélange gaz-liquide dudit troisième espace vers la zone d'accumulation de liquide.
3. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel un premier tube d'injection (1 16b) est connecté à la deuxième ouverture pour une injection dirigée de gaz à une extrémité (1 18) de la zone d'accumulation, cette extrémité étant opposée dans le puits à la connexion au tube d'évacuation.
4. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel un deuxième tube d'injection (1 17b) est connecté à la première ouverture pour une injection dirigée du mélange gaz-liquide vers l'intérieur du tube d'évacuation connecté.
5. Dispositif selon la revendication 4, dans lequel un dispositif antiretour (1 19) est disposé sur le deuxième tube d'injection afin de limiter la circulation d'au moins un liquide vers le premier espace.
6. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel un dispositif antiretour (1 19) est disposé sur la première ouverture (1 17a).
7. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel au moins une partie (105) du réservoir est extractible à travers l'intérieur du tube d'évacuation de gaz connecté, ladite au moins une partie extractible comportant la première ouverture et la deuxième ouverture.
8. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le réservoir comporte une sous-partie horizontale.
9. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel une longueur (LR) d'un fond dudit réservoir à la première ouverture est supérieure à deux fois une hauteur (HR) selon un axe de gravité entre ledit fond du réservoir et la première ouverture.
10. Procédé d'évacuation de liquide d'un puits d'extraction, le puits comportant une tête de puits et un fond de puits, le puits comprenant :
- un réservoir présentant une zone d'accumulation de liquide, et un tube d'évacuation de gaz connecté au réservoir ;
- un isolant limitant un écoulement de fluide entre une paroi du réservoir et une paroi du puits, d'un premier espace formé entre l'isolant et le fond de puits vers un deuxième espace formé entre l'isolant et la tête de puits ; dans lequel le procédé comprend : - mise en circulation d'un mélange gaz-liquide au travers d'une première ouverture réalisée sur ledit réservoir, la circulation dudit mélange étant faite dudit premier espace vers un troisième espace formé dans le tube d'évacuation de gaz, la première ouverture étant réalisée entre la zone d'accumulation de liquide et la connexion au tube d'évacuation ; - séparation, au moins partielle, d'un liquide dudit mélange dans ledit tube d'évacuation de gaz ;
- déplacement dudit liquide séparé à l'aide d'une force gravitationnelle vers la zone d'accumulation de liquide ;
- injection de fluide à travers une deuxième ouverture sur ledit réservoir dudit deuxième espace vers la zone d'accumulation de liquide, ladite injection étant apte à évacuer au moins une partie du liquide accumulé dans la zone d'accumulation via le tube d'évacuation.
1 1 . Procédé selon la revendication 10, dans lequel l'injection de fluide à travers une deuxième ouverture est réalisée sur détection d'une chute de pression dans le tube d'évacuation de gaz.
12. Procédé selon la revendication 10, dans lequel l'injection de fluide à travers une deuxième ouverture est réalisée sur détection d'une pression dans le tube d'évacuation de gaz en dessous d'une pression prédéterminée.
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