WO2020225515A1 - Systeme et procede d'amelioration de l'exploitation d'un puits de forage - Google Patents

Systeme et procede d'amelioration de l'exploitation d'un puits de forage Download PDF

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WO2020225515A1
WO2020225515A1 PCT/FR2020/050761 FR2020050761W WO2020225515A1 WO 2020225515 A1 WO2020225515 A1 WO 2020225515A1 FR 2020050761 W FR2020050761 W FR 2020050761W WO 2020225515 A1 WO2020225515 A1 WO 2020225515A1
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WO
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optical fiber
signals
wellbore
fluid
orthogonal
Prior art date
Application number
PCT/FR2020/050761
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English (en)
Inventor
Feng Yang
Original Assignee
Invisensing.Io
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Publication date
Application filed by Invisensing.Io filed Critical Invisensing.Io
Priority to US17/607,550 priority Critical patent/US11952889B2/en
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells

Definitions

  • TITLE SYSTEM AND PROCEDURE FOR IMPROVING THE OPERATION OF A WELL
  • the invention relates to the field of the exploitation of subsoils such as oil exploitation and more particularly to the improvement of the exploitation of boreholes.
  • the invention relates to a method of improving the operation of a wellbore.
  • the invention also relates to a system for improving the operation of a wellbore.
  • Drilling has been used for years to exploit underground resources. Historically, drilling was used to find and exploit resources such as water. Then over the years, drilling techniques developed with the exploitation of other resources such as oil and gas.
  • a first phase of exploration to locate and assess the content of the future well giving rise to predictions of production volumes.
  • a second so-called start-up phase corresponding to drilling and the start of production.
  • a fourth and final phase corresponds to the period of decline during which production declines and may lead to the end of the operation of the well, or even to a premature termination of the operation of a wellbore. This is because wellbore recovery rates are relatively low, especially for oil wells that are less mobile and more dense than gas wells. These low recovery rates can lead to an early closure of the wellbore and loss of productivity or operation of the wellbore.
  • the first three phases of operating a wellbore are the most closely monitored and controlled.
  • the players in the field are constantly seeking to increase production, monitor drilling conditions while controlling the proper execution and progress of the drilling.
  • Common techniques using sensors for recording the physical characteristics of a wellbore such as magnetic, acoustic or even temperatures have been implemented to detect the location of defects or degradation of a wellbore.
  • the data collected makes it possible to characterize the preparation phase and to monitor and control the start-up phases.
  • these techniques do not make it possible to improve the operation of a drilling well in a declining phase.
  • optical fibers commonly used in telecommunications, have been the subject of a new interest, that of the detection of vibrations and the capture of acoustic energy along the optical fiber, allowing various industrial applications. and diversified.
  • optical fiber has been used for detecting a leak in a pipeline or for monitoring gas storage sites.
  • document US2010 / 0038079 proposes an optical fiber to monitor equipment located in the bottom of a wellbore.
  • Optical fiber is used to detect vibrations associated with equipment. The analysis of these vibrations and more particularly of the stress then makes it possible to define the state of wear of the equipment.
  • Document US201 1/0308788 provides for the use of an optical fiber to monitor the deformation of the cement of a wellbore. This paper also uses the study of stress on the optical fiber and measurement of temperature to determine the health of the cement by backscattering from Raman, Brillouin and / or Rayleigh.
  • these documents US2010 / 0038079 and US201 1/0308788 focus on information coming back from the equipment thanks to the optical fiber which does not allow the improvement of the exploitation of the wellbore.
  • Fiber optic measurement systems using the principle of reflectometry such as the OTDR (Optical Time Domain Reflectometer in English terminology) were used to determine, via the analysis of the reflectometry of the optical fiber, parameters (eg temperature, deformations) that can degrade the performance of a wellbore as illustrated by way of example in document US2012 / 00671 18.
  • these systems are insufficient because they do not allow improve the operation of a declining wellbore.
  • OFDR Optical Frequency Domain Reflectometry in English terminology
  • OFDR can be used to provide data similar to OTDR over shorter distances, of the order of tens of meters , with higher resolution than OTDR.
  • it is rare that the distance between the surface and the bottom of the well is of the order of ten meters.
  • WO2009092436 discloses a temperature detection system distributed by optical fiber. A laser pulse is pulsed in the optical fiber which propagates all along it. This system makes it possible to record the properties of interaction between the material and the wave making it possible to monitor and control the qualitative parameters of the drilling. However, this system does not allow an increase in the production of a wellbore particularly during its decline phase.
  • Document US9075155 discloses a system equipped with an optical fiber in order to monitor and control micro seismic events that may occur during drilling. To do this, this document describes the analysis of Rayleigh backscattering to obtain acoustic signals to determine the distance, direction or even intensity of seismic activities. Indeed, changes in the intensity of Rayleigh backscattering result in the occurrence of seismic signals.
  • This system therefore makes it possible to monitor the proper progress of the drilling during the start-up, plateau or even decline phases.
  • this system does not make it possible to optimize the performance or stabilize the production of gas or oil wells, especially in a decline phase, but only to measure micro-seismic events.
  • optical fiber only makes it possible to complement traditional acoustic sensors to increase the spatial coverage of the measurements. It also needs to be placed in the direction from which the acoustic signal originates, which drastically reduces the fields of application of the optical fiber for distributed acoustic detection.
  • measurements distributed by optical fiber are used for monitoring or for controlling physical parameters in a wellbore.
  • these methods are not used for improving the operation of a wellbore, particularly during a decrease in production during the end of life of the boreholes or during the decay period.
  • the object of the invention is to propose a method for improving the production of a wellbore, said method being fast, secure and simple to implement even when a drilling infrastructure is already installed.
  • the method according to the invention also makes it possible to stabilize and increase the production of a wellbore, while controlling costs in particular thanks to the absence of modification of the infrastructure of the wellbore.
  • the method according to the invention makes it possible to optimize the production of a wellbore, particularly of a wellbore in a decline phase.
  • the method according to the invention makes it possible to avoid premature closure of a wellbore.
  • the method according to the invention makes it possible to increase the recovery rates of the boreholes.
  • the invention further aims to provide a system for improving the operation of a wellbore, said system making it possible to facilitate measurements, improve the safety of the wellbore and make it possible to obtain reliable and precise results. iBrief description of the invention
  • the invention relates to a method of improving the operation of a wellbore, said wellbore comprising a drilling tube in which circulates a fluid and an optical fiber positioned outside the tube. drilling, the circulation of said fluid being controlled at least in part by at least one outlet and / or injection valve, said method comprising the steps of:
  • the implementation of this method makes it possible to optimize the performance of drilling wells, preferably gas and oil wells, especially during the decay period.
  • This process makes it possible to use the information generated via the optical fiber to stabilize and regulate the flow of a fluid, especially when the conditions of the wellbore are unknown or little known.
  • the method makes it possible, via the two digital orthogonal backscattering signals, to facilitate measurements of distributed pressures using an optical fiber and increased monitoring, particularly during the production decline phase.
  • this process also makes it possible, thanks to the aperture control, to eliminate the unstable or even unstable pressure oscillations observable along the length of the well and therefore to stabilize and increase production.
  • the present invention also allows better control of the oil / gas ratio at the outlet of the wellbore and this makes it possible to optimize the subsequent separation phase of these constituents. In fact, these values must be in a particular range for the separation to be effective.
  • the latter may optionally include one or more of the following characteristics, alone or in combination:
  • the intermediate stage of calculation comprises the calculation of distributed pressure values of the fluid circulating in the tube from the two digital orthogonal backscattering signals, and in that the stage of controlling the opening of at least one valve is done as a function of the distributed pressure values from the two digital backscatter signals.
  • the method according to the invention makes it possible to extract information of distributed pressure without contact with the fluid.
  • the method makes it possible to carry out the analysis continuously and at any point of the optical fiber without averaging data, which makes it possible to increase the resolution. Indeed, when the wellbore is deep, a single measurement at the bottom of the well is not sufficient to correctly assess the situation of the well and initiate the appropriate corrective measures. This also helps to stabilize the pressure and regulate the flow of a fluid which further increases the life of infrastructure and optimizes the performance of wellbore.
  • the optical fiber is arranged to transmit data from the wellbore, preferably from the bottom of the wellbore, to the surface of said wellbore.
  • boreholes are generally already equipped with measuring equipment located in the bottom of the well and whose measurements are transferred to the surface via an optical fiber.
  • the optical fiber therefore being arranged to transmit data from the wellbore to the surface of said wellbore. This facilitates the measurements and avoids the need for a new optical fiber.
  • the method is advantageously configured to inject the light signal into said optical fiber during periods of time during which the optical fiber does not transmit data.
  • the fluid circulation parameters are preferably selected from: the distributed pressure, the average pressure, the median pressure, the pressure variation, the integral or the derivative,
  • the calculation step includes the calculation of an intensity ratio of the optical signal as a function of the distance, this calculation step makes it possible to identify areas of criticality of the pressure.
  • the calculation step includes a comparison of the intensity ratio as a function of distance with the pressure detected as a function of time. This makes it possible to determine the variations in distributed pressure and the precise determination of the criticality zones. Moreover, this makes it possible to correlate the production of the wellbore with the distributed pressure.
  • the calculation involves the calculation of a variance of the optical signal intensity ratio for a segment of the tube as a function of time, this also makes it possible to identify areas of pressure criticality.
  • It includes a step of calculating the opening value of injection and / or outlet valves as a function of the previously calculated fluid circulation parameters. These calculated outlet valve opening levels compensate for specific pressure data to improve or optimize wellbore operations and increase wellbore production.
  • the optical fiber has a low intrinsic birefringence.
  • the measurement of the birefringence can be made using a polarizer and an analyzer, by placing the optical fiber between these two elements and by analyzing the interferences which result from the crossing of the optical system constituted by the assembly of optical fiber, polarizer and analyzer.
  • a low birefringence quantified by the difference in refractive index for slow propagation and fast propagation, will have an absolute value less than 0.001.
  • the optical fiber is placed on the outer surface of the drill pipe. This facilitates measurements as well as increased control. This also helps to collect reliable and accurate data. Further, it allows the method to be implemented even with existing and installed infrastructure.
  • the optical fiber is placed in the concrete surrounding the drill pipe. This facilitates measurements as well as increased control. This also helps to collect reliable and accurate data.
  • the generation step comprises a step of separating a backscatter signal into two orthogonal backscatter signals. This makes it possible to facilitate the further processing of the backscatter data and to use the information carried by the optical fiber to stabilize the pressure and to stabilize and regulate the flow of a fluid.
  • control step involves sending a closing signal from the injection valve.
  • the control step preferably includes sending a signal to open the outlet valve. This automatically stabilizes the pressure, stabilizes and regulates the flow of a fluid. In addition, it increases the lifespan of infrastructure and optimizes the performance of wellbore,
  • -it comprises a stage of circulation of the light signal. This allows on the one hand to inject the polarized light signal into the optical fiber, and on the other hand to collect the backscattered signal from the optical fiber.
  • implementations of this aspect include computer systems, apparatus, and corresponding computer programs stored on one or more computer storage devices, each configured to perform the actions of a method according to the invention.
  • a system of one or more computers can be configured to perform particular operations or actions, in particular a method according to the invention, by installing software, firmware, hardware or a combination. of software, firmware or hardware installed on the system.
  • one or more computer programs can be configured to perform particular operations or actions through instructions which, when executed by a data processing apparatus, cause the apparatus to perform the actions.
  • the invention further relates to an optical device for improving the operation of a wellbore, said wellbore comprising a drill pipe in which circulates a fluid and an optical fiber positioned at the bottom. 'outside the drilling pipe, the circulation of said fluid being able to be controlled at least in part by at least one outlet valve and / or an injection valve, said device for improving the operation of a well drilling including
  • an optical device configured to generate two digital orthogonal backscattering signals from a light signal, preferably polarized, injected into said optical fiber, and
  • a processing device configured to generate, from the two digital orthogonal backscattering signals, data for controlling the opening of the outlet valve and / or the injection valve.
  • the design of a device capable of measuring pressure variations over several kilometers in length of an oil production well constitutes a major technological breakthrough.
  • the device is sensitive to lateral stresses (such as flow pressure in the case of an oil well).
  • the device exploits the phenomenon of birefringence, induced by lateral stresses.
  • the latter may optionally include one or more of the following characteristics, alone or in combination:
  • the optical device is placed at the level of various boreholes. This improves the operation of several boreholes.
  • -it is configured to control outlet and / or injection valves of several boreholes. This improves the operation of several boreholes.
  • the optical device comprises a light source, at least one polarization controller, at least one circulator and at least one detector.
  • the optical device thus makes it possible to generate two digital orthogonal backscattering signals.
  • the circulator is configured to collect the backscattering from the optical fiber, for example the Rayleigh backscattering.
  • the circulator makes it possible to receive the polarized light signal.
  • the detector is configured to detect the backscattered light signal and to transform the light signal into a digital signal and preferably into two digital signals orthogonal backscatches.
  • the detector makes it possible to detect two digital signals from the backscattered light signal.
  • the detector is configured to detect a first light signal then a second light signal according to their electromagnetic field.
  • the optical device comprises a polarized splitter, said polarized splitter is configured to divide and separate the light beam comprising the “P” and “S” fields into two signals each comprising a polarization orthogonal to the polarization of the other signal so as to dividing the light beam coming from the optical fiber into a light beam comprising the “P” field and into a light beam comprising the “S” field. This allows the separation of the light beam according to the state of polarization.
  • the detector can comprise at least one detection module, preferably two detection modules configured to transform and convert the light signal into two electrical signals; said electrical signals being directed to a digitization module configured to transform and convert the two electrical signals into two digital orthogonal backscattering signals. This enables two digital orthogonal backscattering signals to be obtained.
  • the invention further relates to a system for improving the operation of a wellbore, said wellbore comprising a drill pipe in which circulates a fluid and an optical fiber positioned at outside the drill pipe, the circulation of said fluid being able to be controlled at least in part by at least one injection and / or outlet valve, said system comprising a device for improving the operation of a wellbore according to the invention, and a regulating device configured to control the opening of the injection and / or outlet valve as a function of the opening control data generated.
  • the latter may optionally include one or more of the following characteristics, alone or in combination:
  • FIG. 1 represents a diagram of a system for improving the operation of a wellbore according to a first embodiment of the invention.
  • FIG. 2 is a diagram of a system for improving the operation of a wellbore according to a second embodiment of the invention where the wellbore is coupled to an injection device.
  • FIG. 3 shows a diagram of a system for improving the operation of a wellbore according to a third embodiment of the invention, where the system relates to several wellbores coupled to an injection device.
  • Figure 4 shows a diagram of a device for improving the operation according to a first embodiment of the invention.
  • Figure 5 shows a diagram of a device for improving operation according to a second embodiment of the invention.
  • Figure 6 shows a diagram of a device for improving the operation according to a third embodiment of the invention.
  • Figure 7 shows a diagram of a device for improving operation according to a fourth embodiment of the invention.
  • FIG. 8 represents a diagram of the different steps of the process for improving the operation of a wellbore according to one embodiment of the invention. Steps enclosed in dotted lines are optional.
  • FIG. 9 represents a graph illustrating normalized values of pressure indicators as a function of the distance in the optical fiber obtained within the framework of a method of improving the exploitation of a wellbore as well as the identification a critical pressure zone C1.
  • FIG. 10 represents a graph illustrating normalized values of pressure indicators for a critical zone C1 as a function of time obtained within the framework of a process for improving the operation of a wellbore.
  • FIG. 11 represents a graph illustrating outlet valve control values, in percentage of opening, obtained within the framework of a method for improving the operation of a wellbore according to the invention.
  • FIG. 12 is a graph illustrating average monthly production values over 20 years in barrels per day for a wellbore having or not having implemented the method according to the invention.
  • the arrow indicates the start of the implementation of the method and the dotted curve the expected recovery values.
  • each block in the flowcharts or block diagrams can represent a system, a device, a module or a code, which comprises one or more executable instructions for implementing the specified logic function or functions.
  • the functions associated with the blocks may appear in a different order than that shown in the figures.
  • two blocks shown in succession can, in fact, be executed substantially simultaneously, or the blocks can sometimes be executed in reverse order, depending on the functionality involved.
  • Each block of the block diagrams and / or flowchart, and combinations of blocks in the block diagrams and / or the flowchart can be implemented by special hardware systems that perform the specified functions or acts or perform combinations of special equipment and computer instructions.
  • exterior is understood to mean a space which does not belong or which does not form part of a defined element.
  • the exterior is preferably delimited by a surface, a wall or a membrane.
  • a tubular member defined by an inner surface and an outer surface has an interior delimited by the inner surface and an exterior delimited by the outer or outer surface.
  • “at least in part” is understood to mean one or more elements or one or more actions which compete with a whole or with the same result or objective. So a action that can be carried out by several actors is carried out in part by at least one of these actors.
  • the term "light signal” means a means of transmission which may or may not be colored, fixed or intermittent, free or guided. Preferably it is a guided signal in an optical fiber.
  • backscattering means the fraction of the incident wave which is returned in the direction of emission of the incident wave.
  • birefringence is understood to mean the property of splitting an incident light ray into two light rays (refracted rays).
  • polarization is understood to mean the electric induction vector. Controlled polarization can therefore advantageously correspond to control of the electric induction vector.
  • state of polarization is meant the temporal evolution of the electric induction vector.
  • orthogonal or “orthogonal polarization” is understood to mean, for example, the capacity of the scalar product of two JONES vectors representing the state of polarization of a light wave to cancel each other out, in other words the state.
  • two vectors of JONES E1 and E2 are also orthogonal if the Hermitian dot product is equal to zero.
  • digital signal is understood in particular to mean a set of physical quantities or of data represented by means of ciphered characters by means of which the information is represented by a finite number of well-determined discrete values that one of its characteristics. may take some time.
  • distributed pressure is meant within the meaning of the invention a physical quantity which translates the pressure exerted at a plurality of points of an element and not at a particular and precise point of this element.
  • Coupled denotes an electrical, mechanical, thermal, electromagnetic, direct or indirect, mobile or stationary connection. So if a first device is paired with a second device, this connection can be established through a direct connection or indirect through other devices and connections.
  • waveguide can refer to any element capable of guiding electromagnetic radiation to propagate along a defined path.
  • the waveguide may be an optical fiber, made for example of fused silica glass, to transport visible and infrared radiation.
  • the term “substantially equal” or “substantially identical” means a value varying by less than 30% relative to the compared value, preferably by less than 20%, even more preferably by less than. 10%.
  • the vectorized shape varies by less than 30% from the compared vectorized shape, preferably less than 20%, even more preferably less than 10%.
  • operations refer to actions and / or processes of a data processing system, for example a computer system or an electronic computing device, which manipulates and transforms the data represented as physical (electronic ) in computer system memories or other information storage, transmission or display devices. These operations can be based on applications or software.
  • the term “essentially” or “essential” means at least 50% of the composition, preferably at least 70% of the composition, more preferably at least 90% of the composition, even more so. more preferred at least 95% of the constitution.
  • the inventors have developed a new system and a new process for improving the operation of a wellbore, especially in a downturn.
  • the invention is based on the capacity of a light signal, correctly processed, to deliver data on the environment of an optical fiber conveying the light signal and in particular making it possible to trace the physical characteristics linked to the wells. drilling.
  • a backscattered polarized light signal may include data on the pressure exerted on the optical fiber.
  • the distributed measurement is configured to be sensitive to a pressure exerted transversely with respect to its longitudinal axis.
  • pressure differences within a wellbore can reflect the condition of a wellbore, instability within the wellbore, external variation.
  • the invention will be described in the context of a wellbore in which a fluid circulates and when the conditions of the wellbore (reservoir) are little or not known, characterizing the decay period of the wellbore.
  • the invention is not limited, however, to this example, and may find applications in different phases of the life cycle of a wellbore.
  • the invention relates to a device 10 for improving the operation of a borehole 1.
  • a drill pipe 2 corresponds to a preferably tubular element for the operation of a wellbore, comprising an internal surface. 2a and an external surface 2b.
  • the tubular element may have a length greater than the width and may be, for example, of cylindrical or rectangular shape.
  • the drill pipe 2 according to the invention is preferably hollow.
  • the drilling tube 2 is preferably made of concrete, metal, GRP (polyester reinforced with glass fibers), sandstone and may be surrounded by concrete to improve safety and its resistance to external elements.
  • the drill pipe 2 comprises a fluid 3 intended to be collected.
  • a fluid 3 circulates inside the drilling tube 2 and preferably in its hollow space.
  • the fluid 3 within the meaning of the invention can correspond to any substance having a liquid or gaseous state.
  • the fluid 3 comprises gas, petroleum, oil, water or mixtures thereof.
  • a valve 4a can correspond to any means making it possible to regulate a flow rate.
  • it can be a mechanical valve, a solenoid valve, a gate valve, flap, ball, plug, butterfly, guillotine, piston, two-arm, three-arm, rotary , automated, discharge valve, flush valve, guard valve, police valve, upstream valve, downstream valve.
  • An outlet valve 4a enables fluid to be extracted or discharged from the drill pipe.
  • a valve 4 can be compatible with a digital, electrical, magnetic or mechanical control, continuously or discontinuously.
  • the outlet valve 4a is positioned at the wellhead and even more preferably at the surface.
  • the drill tube 2 has an optical fiber 5.
  • the optical fiber is present in the form of a waveguide.
  • An optical fiber generally consists of at least a core or core, an optical cladding, and a coating.
  • an optical fiber reinforcement and an optical fiber cladding can be provided.
  • the optical fiber 5 allows light signals to be transported between a light source and a receiver.
  • the optical fiber 5 used by the system according to the invention and in the context of the method according to the invention is an optical fiber 5 installed during the construction of the wellbore.
  • Such an optical fiber is used in particular for the transmission of information from the bottom of the well to the surface. This corresponds, for example, to the transmission of data from sensors such as temperature measurements.
  • the core of the optical fiber allows optical signals to be transported between a light source and an end.
  • the core can be glass or polymer and is differentiated by its diameter.
  • the optical fiber 5 according to the invention may correspond to a multimode optical fiber or to a single-mode optical fiber.
  • the optical fiber is single-mode, which makes it possible to transmit only one mode of propagation. Due to the polarization, the invention is advantageously compatible with a single mode fiber.
  • most of the wells are equipped with single-mode fibers connecting the underground equipment with the surface.
  • a single-mode fiber allows light signals to be transported over longer distances with lower losses than multimode fibers.
  • the format of the fiber is of little importance and the method according to the invention works with a wide range of fibers.
  • the format of the optical fiber can be selected from: 62.5 / 125 ⁇ m, 50/125 ⁇ m or 9/125 ⁇ m.
  • a single-mode optical fiber carries two orthogonal eigenmodes. These are two main states of polarization. If the fiber is not perfectly circular, the two modes can propagate at different speeds (this is the definition of birefringence). These two modes correspond to two electromagnetic fields corresponding to a "fast” field and to a “slow” field, generally called “f" (fast) and “s” (slow). In our application, the optical fiber preferably exhibits low intrinsic birefringence.
  • the fast axis is defined by the direction of application of the force, in the direction of the radius.
  • the “f” and “s” fields are orthogonal.
  • the orthogonality is verified for example thanks to the Jones vector and the Hermitian scalar product of the vectors of the two fields is then zero.
  • the pressure preferably the distributed pressure
  • the birefringence of a waveguide and more particularly of the optical fiber 5 depends on two factors: the intrinsic birefringence of the optical fiber 5 and its induced birefringence.
  • Intrinsic birefringence is generally considered to be the birefringence of the optical fiber in the absence of any external influence on said optical fiber, such as stress and pressure applied from the outside, magnetic and electric fields or temperature variation.
  • the intrinsic birefringence of the optical fiber is usually determined at neutral pressure (eg, atmospheric pressure).
  • the intrinsic birefringence results, for example, from an inhomogeneity in the materials which constitute the fiber; variations in the geometry of the fiber over its length; and stresses occurring at the core of the fiber in the absence of external influences.
  • the birefringence induced by the optical fiber is a modification of the birefringence of the optical fiber caused by the application of a pressure, direct or indirect, on the optical fiber.
  • the optical fiber therefore preferably has a low intrinsic birefringence so that the induced birefringence dominates the intrinsic birefringence.
  • the fiber may preferably have a low intrinsic birefringence, and may therefore for example correspond to a standard telecommunications fiber.
  • an optical cladding surrounds the core of the optical fiber.
  • the sheath helps retain light waves while allowing circulation over the entire length of the fiber.
  • the cladding helps to induce refraction.
  • the sheath consists of silica or of a polymer such as polymethyl methacrylate (PMMA) or else of photonic crystals.
  • PMMA polymethyl methacrylate
  • the sheath is made of silica, which makes it possible in particular to reduce the level of losses during the propagation of light in the optical fiber.
  • the cladding may comprise dopants such as, for example, germanium, aluminum, fluorine, erbium, ytterbium, thulium or tellurium which replace silicon to form an oxide making it possible to modify certain properties of fiber and in particular to amplify signals.
  • dopants such as, for example, germanium, aluminum, fluorine, erbium, ytterbium, thulium or tellurium which replace silicon to form an oxide making it possible to modify certain properties of fiber and in particular to amplify signals.
  • a coating made of polymer can surround the cladding and makes it possible to protect the optical fiber, in particular by absorbing the shocks that the optical fiber could undergo.
  • the thickness of the coating is between 250 ⁇ m and 900 ⁇ m.
  • the optical fiber has an optical fiber cladding. Preferably, this sheath is structured. This improves the attachment of the optical fiber to the drill pipe.
  • the length of the optical fiber is generally on the order of the depth of a wellbore. For example, the minimum length is 1 km, preferably 2 km and more preferably 3 km.
  • the optical fiber 5 is positioned outside the drill pipe 2.
  • the optical fiber 5 is not part of the hollow space (i.e. interior) of the drill pipe 2.
  • the optical fiber 5 is for example placed on the outer surface 2b of the drill pipe 2.
  • the optical fiber 5 is in contact, preferably in direct contact, with the outer surface 2b of the drill pipe 2, which makes it possible to improve the sensitivity of the optical fiber.
  • the optical fiber 5 is placed in the concrete surrounding the drill pipe 2.
  • the invention aims in particular to optimize the yields for oil production wells towards the middle of their life cycle.
  • the invention can be implemented on an isolated wellbore as described in Figure 1 but can very well be associated with other technologies of enhanced hydrocarbon recovery (better known under the name EOR).
  • a borehole 1 can be associated with a device 9 for enhanced hydrocarbon recovery which comprises an injection valve 4b.
  • the injection valve 4b makes it possible to inject a fluid into the deposit thus controlling at least part of the fluid 3 circulating in the drill pipe.
  • the injected fluid can for example be water such as low salinity water, CO2, or other gas, mixtures comprising polymers (gel) or surfactants.
  • This feature creates a pressure gradient to increase the recovery rate and optimize yields for oil production wells.
  • the injected fluid displaces the hydrocarbons or more generally the fluid to be recovered.
  • the volume of fluid injected can be controlled by the injection valve 4b.
  • the device according to the invention is then configured to generate data for controlling the opening of the injection valve 4b, of the outlet valve 4a or of the outlet valve 4a and of the injection valve 4b.
  • the device 10 according to the invention in particular the optical device 20, can be arranged at the level of the various boreholes of the deposit so as to obtain distributed data for the set of boreholes.
  • the system according to the invention can comprise a plurality of optical devices, each in connection with a borehole of the plurality of boreholes.
  • a plurality of processing devices 30 related to each well of the plurality of wellbores may be present. Preferably there is a single device 30 treatment.
  • the use of a device 9 for enhanced hydrocarbon recovery is frequent.
  • the device 10 according to the invention will be able to control the opening of the injection valve 4b and / or the outlet valves 4a according to the pairs of digital backscattering signals obtained from each wellbore.
  • the device 10 for improving the operation of a wellbore according to the invention is in particular illustrated in FIG. 4.
  • the latter comprises an optical device 20 configured to generate two digital orthogonal backscattering signals from a light signal, preferably polarized, injected into said optical fiber; a processing device 30 configured to generate, from the two digital orthogonal backscattering signals, data for controlling the opening of the outlet valve 4a and / or of the injection valve 4b; and a regulating device 40 configured to control the opening of at least one injection valve 4b and / or one outlet valve 4a.
  • the regulation device 40 can also be configured for sending a signal to close the injection valve 4b.
  • the optical device 20 can take any form capable of generating two digital orthogonal backscattering signals.
  • the optical device 20 can generate two digital orthogonal backscattering signals from a light signal, preferably polarized, injected into said optical fiber.
  • the two digital orthogonal backscattering signals are generated from the backscatterings of one or more light signals, not propagating at the same speed.
  • the two digital orthogonal backscattering signals originate from two backscattering light signals each comprising an orthogonal component with respect to a component of the other signal and at least one of the two digital orthogonal backscattering signals comes from a light signal. comprising only one component.
  • the two digital orthogonal backscattering signals originate from two light signals consisting essentially of a component orthogonal to the component of the other signal.
  • one of the digital orthogonal backscattering signals comes from a light signal comprising a single first polarization mode and the other digital orthogonal backscattering signal comes from a light signal comprising a second polarization mode orthogonal to the first mode of polarization.
  • one of the digital backscattering signals comes essentially from a light signal comprising a component orthogonal to the other signal comprising essentially a component of the signal orthogonal to the essential component of the first signal.
  • Optical device 20 will generally include a light source 21, at least one polarization controller 22, at least one circulator 26 and at least one detector 24. In addition, it will be arranged so as to be able to be connected to an optical fiber.
  • the light source 21 is preferably a pulsed laser or a pulsed laser.
  • the laser is configured to inject a light signal into the optical fiber at a predetermined wavelength.
  • a light source 21 in one embodiment is a tunable laser configured to transmit coherent light over a wavelength range of between about 1530 nm and 1565 nm. In other embodiments, any range of wavelengths between about 1300 nm and 1800 nm can be used.
  • the light source can be configured to adjust or synchronize the duration of the light pulses and select the wavelength of the emitted light.
  • a pulsed laser source can also correspond to a wave packet.
  • a wave packet is the superposition of waves of various frequencies. Thus it is also possible to use a plurality of frequencies to locate events.
  • the light signal is directed to a polarization controller 22.
  • the polarization controller 22 is configured to influence the polarization of the light signal.
  • a polarization controller can correspond to a polarizer.
  • a plurality or a single polarizer 22 may be present in the optical device 20.
  • the polarizer 22 is configured to polarize the light emitted before it enters the optical fiber.
  • the polarizer 22 allows the light signal to be in a state of polarization such that it has two orthogonal components.
  • the light signal is preferably in a state of polarization comprising the electromagnetic fields "P" and "S" so that the Hermitian dot product of their respective vector is zero.
  • several polarizers in series can be present at the output of the light source.
  • the “P” and “S” fields correspond to laboratory benchmarks, in other words, they are defined as axes relative to a prism, the “S” field corresponding to an orientation perpendicular to the propagation plane and the “P” field »To an orientation parallel to the propagation plane.
  • the orientation of the axes is different but the axes always remain orthogonal. Indeed, the fiber remains the local benchmark.
  • the polarized light signal from the polarizer is directed to the optical circulator 26.
  • the optical circulator 26 is configured to receive the polarized light signal from the polarizer. Additionally, the optical circulator 26 is configured to inject the polarized light signal into the optical fiber. Finally, the circulator 26 is configured to collect the backscatter, for example from Rayleigh, from the optical fiber 5.
  • the light signal coming from the optical fiber 5, comprising a backscatter is collected by the optical circulator 26 and then directed to the detector 24.
  • a backscatter e.g. Rayleigh backscatter
  • the detector 24 is for example configured to detect the backscattered light signal and to transform the light signal into a digital signal and preferably into two orthogonal backscattered digital signals. In addition, the detector 24 makes it possible to analyze the absorbed light signal. Thus, the detector 24 can also be configured to measure characteristics of the signal, for example frequency, period, rms value. Detector 24 can also be configured to obtain the spectrum of the signal using the Fourier Transformation. The detector can also make it possible to decode digital signals, for example USB, LIN, CAN. The detector can be used to display the results.
  • the optical device 20 can be portable, which makes it possible to transport it simply and quickly to any location near a wellbore.
  • the two orthogonal backscattering digital signals coming from the detector 24 are advantageously directed to the processing device 30.
  • the polarization controller 22 can be a polarization modulator.
  • the polarization controller 22, in the form of a polarization modulator is adapted to, preferably configured to, adjust the polarization of light as a function of time.
  • a single polarization modulator may be present in the optical device.
  • the polarization modulator is configured to polarize the light beam before it enters the optical fiber.
  • the polarization modulator makes it possible to dynamically modulate the polarization of the light signal, in other words, it dynamically modulates the state of polarization of the light signal before it enters the fiber.
  • the polarization modulator is capable of, preferably configured to, polarize the light signal so that the latter is in a state of polarization according to an electromagnetic field “P”.
  • the polarization modulator also polarizes the light signal so that it is in a state of polarization according to an electromagnetic field "S”.
  • the modulation of the state of polarization is done one by one, in other words the light signal is modulated according to an electromagnetic field “P” or “S” independently of one another as a function of time.
  • the state of modulation achieved first relative to the second is irrelevant. For example, a first modulation of the polarization according to the electromagnetic field “P” is carried out until detection of its signal, then the second polarization modulation according to the electromagnetic field “S” is carried out until detection of its signal.
  • the polarization modulator 22 is configured to modulate the light signal according to the second electromagnetic field different from the first detected.
  • the two light signals according to their “P” or “S” polarization state are analyzed. Their analysis can be performed independently of each other.
  • the light signal is therefore in a state of polarization comprising either the electromagnetic field “P” or the electromagnetic field “S”.
  • the detector 24 detects a first light signal then a second light signal according to their electromagnetic field.
  • the detector 24 transforms the first light signal into a first digital signal, for example t1, which is subsequently directed to the processing device 30.
  • the first light signal being the first light signal detected.
  • the detector 24 transforms the second light signal into a second digital signal, for example t2.
  • the second light signal corresponds to the second light signal detected.
  • the optical device 20 comprises a polarized splitter 23.
  • the polarized splitter 23 is configured to divide and separate the light beam comprising the “P” and “S” fields into two signals each comprising a polarization orthogonal to the polarization of the other signal.
  • the light beam from the optical fiber is divided into a light beam comprising the “P” field and into a light beam comprising the “S” field. This separation is made so that the light beam is divided according to the state of polarization.
  • the two orthogonally polarized light beams are each sent to a detector 24.
  • a polarized splitter 23 is selected from: cubes polarizing splitters made up of two right-angle prisms, fused fiber polarization splitters, etc.
  • the detector 24 can include at least one detection module 24a.
  • This detection module 24a is for example configured to transform and convert a light signal into electric current or into electric voltage.
  • This detection module 24a can correspond to a single or multiple photodetector. Preferably it is a simple photodetector.
  • the detector 24 preferably comprises two detection modules 24a, thus two electrical signals are obtained.
  • the electrical signals from the detection module 24a are directed to a digitization module 24b.
  • the digitization module 24b is preferably configured to transform and convert the two electrical signals into two digital orthogonal backscatter signals.
  • This digitization module 24b can correspond for example to an oscilloscope or any other means making it possible to transform two electrical signals into two digital signals.
  • the detection modules 24a and the digitization module 24b can be independent or else be included in the same assembly.
  • the detector 24 may preferably include a storage module configured to store data collected from electrical signals, digital signals.
  • the optical device 20 may comprise a reference fiber 29.
  • the light source 21 is continuous and frequency tunable.
  • the light source can be tuned to a wide frequency band. It could be a frequency scanning laser, for example.
  • a beam splitter 25 makes it possible to direct the light signal on the one hand towards a reference path, towards the input of the reference fiber 29 and on the other hand towards a test path, towards the entry of the optical fiber 5.
  • a beam splitter 25 can correspond to a connector, mirror, lens making it possible to orient the light signal in a desired direction. It can be any preferably optical means configured to divide and direct the light signal.
  • Each beam is directed towards a polarization controller 22.
  • the polarization controller 22 may correspond to a polarizer.
  • a polarizer 22 makes it possible to polarize the beam in the direction of the reference fiber 29 and a polarizer 22 makes it possible to polarize the beam in the direction of the test fiber 5.
  • the polarizers 22 are configured to polarize the light beam of the fiber 29 of reference and optical fiber 5.
  • the presence of polarizers following the beam splitter 25 makes it possible to have the same polarization for each beam whether it is intended for the test fiber or for the reference fiber.
  • the light signal passing through the reference fiber and the optical fiber 5 is then directed at the output of the reference fiber and the optical fiber 5 towards a coupler 28.
  • the reference path comprises a delay component.
  • This path preferably constitutes lossless optical transmission. However, it does not have to be completely lossless.
  • the coupler 28 is configured to couple the light signal from the optical fiber 5 with the light signal from the reference fiber 29.
  • the coupler 28 is configured to interfere the light signal of the reference fiber 29 with the light signal of the optical fiber 5. This combination of light signal is then directed to detector 24.
  • the light signal can be directed to a polarized separator 23, then each light signal can be directed to a detection module 24a then a digitization module 24b to then be processed by the processing device 30. .
  • the processing device 30 can be configured to process the two digital orthogonal backscattering signals so as, for example, to deduce therefrom actions for optimizing the exploitation of the wellbore or the recovery rates.
  • the processing device 30 makes it possible to obtain data, a function of the distance, proportional to the transverse pressure.
  • the analysis can be carried out by the processing device 30 in a distributed manner but also in real time.
  • the pressure of a wellbore can be mapped in real time and at any point.
  • the data is preferably stored on a storage module. This makes it possible to save all the measurements of the wellbore, all the data collected by the optical fiber as well as all the digital signals.
  • the processing device 30 can be configured to calculate values of parameters of fluid circulation from the two digital signals of orthogonal backscatches.
  • the processing device 30 is preferably configured to calculate pressure values, preferably distributed from the two digital orthogonal backscatter signals.
  • the processing device 30 can advantageously be configured to identify areas of criticality of the pressure.
  • the processing device 30 is also configured to compare the ratio of intensity versus distance with the output measured versus time. This makes it possible to determine areas of criticality correlated with variations in production.
  • the device 10 for improving the operation of wellbore may include a regulating device 40.
  • the regulation device 40 makes it possible to control the opening of the injection valve 4b and / or the outlet valve 4a according to the two digital backscatter signals. More particularly, the regulation device 40 can be configured to control the opening of the injection valve 4b and / or the outlet valve 4a according to the values of the fluid circulation parameters calculated by the processing module 30.
  • the opening or closing of at least one valve can be implemented to increase the production and the exploitation of a wellbore or of '' increase the recovery rate or stabilize the pressure. It is therefore a feedback on the control of the flow of the fluid according to the distributed pressure measurements made by two digital orthogonal backscattering signals.
  • This is particularly advantageous because the invention makes it possible to achieve a feedback loop by taking advantage of the feedback information (pressure measurements) in order to control the circulation of the fluid.
  • the invention allows, thanks to the information contained in the two digital orthogonal backscattering signals, access to the pressure distributed throughout the fiber and therefore the well to control the circulation of the fluid.
  • the invention relates to a method 1000 for improving the operation of a wellbore as shown in FIG. 8.
  • the method comprises a step of generating 100 of two digital orthogonal backscattering signals from a light signal, preferably polarized, injected into said optical fiber.
  • the generation step preferably comprises a light source configured to emit a light signal which is directed towards the optical fiber.
  • the light source is a pulsed laser.
  • the generation step 100 comprises a step 110 of controlled polarization of a light signal injected into the optical fiber.
  • the polarization control step is performed using a polarizer or a polarization modulator, preferably by a polarizer.
  • the polarizer is configured to condition the polarization of the emitted light signal before the light signal enters the optical fiber.
  • the step of 1 polarization can make it possible to balance the energy distributed between the two main polarization modes of the single-mode optical fiber.
  • the intensity of the light signal is substantially balanced for the P component and for the S component at the output at the level of detection by means of the polarization control and the axis polarization beam splitter (PBS), when the latter is present.
  • PBS axis polarization beam splitter
  • the method can comprise a step of circulating the light signal.
  • the circulation step is preferably carried out by a circulator. This allows on the one hand to inject the polarized light signal into the optical fiber, and on the other hand to collect the backscattered signal from the optical fiber.
  • the backscattered signal is preferably from Rayleigh backscattering.
  • the generation step 100 preferably comprises a step 120 of separating a backscattering signal into two orthogonal backscattering light signals.
  • the separation step is preferably carried out by a polarizing beam splitter. This makes it possible to separate the backscattered light beam comprising the “P” and “S” fields.
  • the backscattered light beam from the optical fiber is divided into a backscattered light beam comprising the “P” field and into a light beam comprising the “S” field. This separation is made so that the light beam is divided along the own axes of the polarizing beam splitter.
  • the two orthogonally polarized light beams are each sent to a detector.
  • the light signal injected into the optical fiber can have successively a polarization according to the electromagnetic field “P” then according to the electromagnetic field “S”, for example by means of a polarization modulator. So, it is not necessary to separate the backscatter signal into two orthogonal backscatter light signals.
  • the intensity of the light reflected from a fiber resulting from Rayleigh backscattering is measured.
  • the light intensities measured for the "S" and "P" polarization modes are then converted into the accumulated phase shift between the two main modes of propagation.
  • the distributed birefringence as a function of the distance along the optical fiber, is then calculated by a derivative with respect to the propagation distance in the fiber.
  • the method can comprise an intermediate step of calculating 200 values of parameters of fluid circulation from the two digital signals of orthogonal backscattering.
  • the intermediate calculation step 200 comprises the calculation of distributed pressure values of the fluid circulating in the tube from the two digital signals of orthogonal backscatches.
  • This step is preferably carried out by any means allowing the calculation of parameter values from digital signals.
  • a calculation module which can for example include a processor configured to extract information from the data contained in the digital backscattering signals.
  • this step can be carried out by the processing device 30.
  • the fluid circulation parameters can be calculated from time to time throughout the fiber, by fiber segment or even for the entire length of fiber.
  • the fluid circulation parameters are preferably selected from: the distributed pressure, the average pressure, the median pressure, the pressure variation, the integral or the derivative.
  • the calculation method used makes it possible to carry out the point-by-point continuous analysis without averaging the data and therefore increases the resolution.
  • the calculation of distributed pressure values of the fluid circulating in the tube comprises the calculation of an intensity ratio of the optical signal as a function of the distance.
  • This calculation step makes it possible to identify areas of criticality of the pressure.
  • this calculation step comprises the comparison of the intensity ratio as a function of distance with the pressure detected as a function of time. This makes it possible to determine the variations in distributed pressure and the precise determination of the criticality zones. Moreover, this makes it possible to correlate the production of the wellbore with the distributed pressure.
  • the optical signal intensity ratio corresponds to a ratio based on the light intensities measured for the modes of “S” and / or “P” polarization.
  • the calculation of distributed pressure values of the fluid circulating in the tube can also include the calculation of a variance of the intensity ratio of the optical signal for a segment of the tube and this as a function of time. This also makes it possible to identify areas of criticality of the pressure.
  • FIG. 9 presents, for example, normalized values of the pressure distributed as a function of the distance along the optical fiber.
  • Such an indicator can for example be a ratio of the light intensity, an average of the pressure, a variability of the pressure according to a coefficient of variation of pressure or any other parameter making it possible to characterize the pressure as a function of the distance, preferably in meter.
  • the light signal resulting from the polarization state "P" makes it possible to obtain a digital signal of which the light intensity of the Rayleigh backscattering is denoted l p and the light signal resulting from the polarization state "S" makes it possible to obtain a digital signal of which the light intensity of the Rayleigh backscattering is denoted l s .
  • the generation of two digital orthogonal backscattering signals from a light signal injected into the optical fiber makes it possible to obtain an indicator of pressure and preferably of distributed pressure.
  • the injection can preferably be carried out at a polarization angle of 45 ° with respect to the slow axis and the fast axis of the optical fiber.
  • the ratio (l p / (l p + l s )) makes it possible to obtain information on the pressure in the wellbore, preferably the pressure distributed, at any point of the wellbore and in real time. Such a report makes it possible to obtain information on the pressure distributed within the wellbore without it being essential to precisely calculate a distributed pressure.
  • this ratio can make it possible to precisely calculate distributed pressure values.
  • the ratio of the backscattered intensity makes it possible to calculate and measure the accumulated delay (or the phase shift). Then, the derivative of the delay accumulated with respect to the propagation distance in the optical fiber makes it possible to obtain the distributed birefringence which is proportional to the distributed pressure (corresponding to the lateral stress exerted on the fiber).
  • an indicator of the pressure makes it possible to detect one or more areas of criticality C1 as shown in FIG. 9.
  • the method according to the invention comprises an identification of several. areas of criticality.
  • all of the results or values obtained during the calculation step or the collection step are stored on a storage module at the end of each end. calculation or collection step. This allows the data to be saved as well as the monitoring of the operation of the wellbore, of the pressure of the wellbore.
  • FIG. 10 illustrates in particular normalized values of the pressure in a criticality zone C1 over time.
  • the method according to the invention can then include a step 300 for calculating the opening value of injection and / or outlet valves as a function of the previously calculated fluid circulation parameters.
  • FIG. 11 illustrates for example the calculated values of opening of an outlet valve 4a, in the context of a borehole as illustrated in FIG. 1 undergoing pressure variations in the criticality zone C1 according to FIG. 10.
  • the information is correlated with indications of opening or closing of at least one valve.
  • the processing module 30 makes it possible to generate data for controlling the opening of the outlet valve as a function of time.
  • This or these calculated outlet valve opening level (s) compensates for specific pressure data, in order to improve or optimize the operation of the wellbore and increase the production of the wellbore. Preferably all of this data is saved by the storage module.
  • the method according to the invention advantageously comprises a step 400 of controlling the opening of injection and / or outlet valves as a function of the two digital backscattering signals.
  • the control step is implemented by a regulation device 40.
  • This makes it possible to modify the opening or closing of at least one valve according to the values of the digital signals representative of the distributed pressure.
  • This also makes it possible to modify the opening or closing of at least one valve to increase the production of a wellbore, to improve the exploitation.
  • this allows the production and pressure to be stabilized as a function of digital backscattering signals.
  • the valve opening control step 400 is preferably carried out as a function of the pressure values distributed from the two digital backscattering signals.
  • the valve opening control step 400 can be done as a function of the valve opening values calculated during step 300.
  • the control step 400 of the opening of valves can also be done by a comparison of the two digital backscattering signals with predetermined threshold values.
  • the control step 400 may include the emission of a signal to control the opening of at least one valve and sent to said valve. This increases the production of a wellbore, and improves operations. In addition, this allows the production and pressure to be stabilized as a function of digital backscattering signals.
  • the valve opening control step 400 is advantageously carried out as a function of the circulation parameters from the two digital backscattering signals. For example, when a value of one of the circulation parameters from the two digital backscattering signals is different from the values of circulation parameters calculated from the two stored digital backscatter signals, an opening control signal of at least less one valve and sent to said valve. This increases the production of a wellbore, and improves operations. In addition, this allows the production and pressure to be stabilized as a function of digital backscattering signals.
  • the control step 400 can also include sending a signal to close an injection valve.
  • the method may optionally include an alert step.
  • the alert step triggers an alarm when an abnormal pressure is detected, an abnormal parameter is detected or when a corrective action (opening or closing of at least one valve) is carried out. This allows operators to be alerted to the condition of the wellbore and the progress of the process.
  • the invention in another aspect, relates to a system for improving the operation of a wellbore.
  • the system may include a device 10 for improving the operation of a borehole 1 according to the invention and as previously described.
  • the system may include a control device 40 configured to control the opening of the injection valve 4b and / or outlet 4a according to the opening control data generated. This also helps to stabilize the pressure and regulate the flow of a fluid which further increases the life of infrastructure and optimizes the performance of wellbore.
  • This system makes it possible to use information generated via the optical fiber to stabilize and regulate the flow of a fluid, especially when the conditions of the wellbore are unknown or little known.
  • this system makes it possible to eliminate the unstable or even unstable pressure oscillations which can be observed over the length of the well and which may be harmful for the latter or even cause its premature closure.
  • the system comprises at least one valve configured to control the circulation of the fluid 3.
  • the opening at least one valve allows the injection, for example of gas, of water in the liquid or gaseous state to stimulate the expulsion of the fluid 3 contained in the drill pipe. This then makes it possible to increase production or stabilize the wellbore.
  • the constituents injected into the drill pipe and the fluid 3 contained in the drill pipe are more easily separated. Indeed, the injection of gas or water into the drill pipe results in a mixture with the fluid 3 contained in the drill pipe.
  • the subsequent separation step of the constituents is therefore optimized because, thanks to the analysis of the distributed pressure and the criticality zones, there is better control of the ratio of fluid 3 content / fluid injected. Indeed, these values must be within a particular and specifically determined range for the subsequent separation during purification to be effective.

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Abstract

L'invention porte sur un procédé (1000) d'amélioration de l'exploitation d'un puits (1) de forage, ledit puits (1) de forage comportant un tube (2) de forage dans lequel circule un fluide (3) et une fibre (5) optique positionnée à l'extérieur du tube (2) de forage, la circulation dudit fluide (3) étant contrôlée au moins en partie par une vanne (4a) de sortie et/ou une vanne (4b) d'injection, ledit procédé comportant les étapes de : - Génération (100) de deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d'au moins un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre (5) optique, et - Contrôle (400) de l'ouverture de vannes (4) d'injection et/ou de sortie en fonction des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.

Description

DESCRIPTION
TITRE : SYSTEME ET PROCEDE D’AMELIORATION DE L’EXPLOITATION D’UN PUITS
DE FORAGE
L’invention s’intéresse au domaine de l’exploitation des sous-sols tels que l’exploitation pétrolière et plus particulièrement à l’amélioration de l’exploitation des puits de forage. L’invention concerne un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage. L’invention concerne également un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage. fArt antérieur!
Le forage est utilisé depuis des années pour exploiter les ressources du sous-sol. Historiquement, le forage permettait de trouver et exploiter des ressources comme l’eau. Puis au fil des ans, les techniques de forage se sont développées avec l’exploitation d’autres ressources comme le pétrole et le gaz.
L’exploitation d’une ressource par forage comprend généralement quatre phases. Une première phase d’exploration permettant de localiser et d’évaluer le contenu du futur puits donnant lieu à des prédictions des volumes de production. Une deuxième phase dite de démarrage correspondant au forage et au début de la production. Une troisième phase de pallier ou plateau pendant laquelle la production est stable, la production étant généralement fonction de la taille (volume) du puits. Enfin, une quatrième et dernière phase correspond à la période de décroissance durant laquelle la production décline et pouvant conduire à la fin de l’exploitation du puits, voire à un arrêt prématuré de l’exploitation d’un puits de forage. En effet, les taux de récupération des puits de forage sont relativement faibles, particulièrement pour les puits de pétrole moins mobiles et plus denses que les puits de gaz. Ces faibles taux de récupération peuvent aboutir à une fermeture précoce du puits de forage et à une perte de productivité ou d’exploitation du puits de forage.
Les trois premières phases de l’exploitation d’un puits de forage sont les plus surveillées et contrôlées. En effet, les acteurs du domaine cherchent sans cesse à augmenter la production, surveiller les conditions de forage tout en contrôlant la bonne réalisation et progression de celui- ci. Des techniques courantes utilisant des capteurs pour le relevé des caractéristiques physiques d’un puits de forage telles que magnétiques, acoustiques ou encore de températures ont été mises en œuvre afin de détecter l’emplacement de défauts ou de dégradation d’un puits de forage. Ainsi, les données recueilles permettent de caractériser la phase de préparation et de surveiller et contrôler les phases de démarrage. Toutefois ces techniques ne permettent pas l’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage en phase de décroissance.
Les systèmes de détection et de surveillance se sont développés suite à l’utilisation de l’optique et notamment de fibre optique dans le domaine de l’exploitation des sous-sols. En effet, les fibres optiques, couramment utilisées dans la télécommunication, ont fait l’objet d’un intérêt nouveau, celui de la détection des vibrations et la capture de l’énergie acoustique le long de la fibre optique, permettant des applications industrielles variées et diversifiées. A titre d’exemple, la fibre optique a été utilisée pour la détection d’une fuite dans un pipeline ou encore la surveillance de site de stockage de gaz.
Par exemple, le document US2010/0038079 propose une fibre optique afin de surveiller l’équipement se trouvant dans le fond d’un puits de forage. La fibre optique est utilisée pour détecter des vibrations associées à l’équipement. L’analyse de ces vibrations et plus particulièrement de la contrainte permet alors de définir l’état d’usure de l’équipement. Le document US201 1/0308788 prévoit l’utilisation d’une fibre optique pour surveiller la déformation du ciment d’un puits de forage. Ce document utilise également l’étude de la contrainte sur la fibre optique et la mesure de la température pour déterminer la santé du ciment par les rétrodiffusions de Raman, Brillouin et / ou Rayleigh. Toutefois ces documents US2010/0038079 et US201 1/0308788 se concentrent sur des informations remontantes de l’équipement grâce à la fibre optique qui ne permettent pas l’amélioration de l’exploitation du puits de forage.
Des systèmes de mesure à fibre optique utilisant le principe de la réflectométrie tel que l’OTDR (Optical Time Domain Reflectometer en terminologie anglo-saxonne ou Réflectomètre optique temporel en français) ont été utilisés pour déterminer, via l’analyse de la réflectométrie de la fibre optique, des paramètres (e.g. température, déformations) pouvant dégrader les performances d’un puits de forage tel qu’illustré à titre d’exemple dans le document US2012/00671 18. Toutefois ces systèmes sont insuffisants car ils ne permettent pas d’améliorer l’exploitation d’un puits de forage en phase de déclin. L’OFDR (Optical Frequency Domain Reflectometry en terminologie anglo-saxonne ou Réflectomètre optique en domaine de fréquences en français), peut être utilisé pour fournir des données similaires à l’OTDR sur des distances plus courtes, de l’ordre de dizaines de mètres, avec une résolution plus élevée que l’OTDR. Toutefois, il est rare que la distance entre la surface et le fond du puits soit de l’ordre de dizaine de mètres. Des appareils analysant un seul paramètre physique sélectionnés parmi la température, l’acoustique, les vibrations ou encore la pression se sont alors développés pour augmenter la précision et la fiabilité de la surveillance des puits de forage. Par exemple, le document W02009092436 divulgue un système de détection de température distribuée par fibre optique. Une impulsion laser est impulsée dans la fibre optique qui se propage tout le long de celle-ci. Ce système permet de relever les propriétés d’interaction entre la matière et l’onde permettant de surveiller et contrôler les paramètres qualitatifs du forage. Toutefois, ce système ne permet pas d’augmenter la production d’un puits de forage particulièrement durant sa phase de déclin.
Le document US9075155 divulgue un système équipé d’une fibre optique afin de surveiller et contrôler les évènements micro sismiques pouvant survenir au cours du forage. Pour cela ce document expose l’analyse de la rétrodiffusion de Rayleigh pour obtenir des signaux acoustiques pour déterminer la distance, la direction ou encore l’intensité des activités sismiques. En effet, des modifications de l’intensité de la rétrodiffusion de Rayleigh se traduisent par la survenue de signaux sismiques. Ce système permet donc de surveiller le bon déroulement du forage durant les phases de démarrage, de palier voire de déclin. Toutefois, ce système ne permet pas d’optimiser les performances ou de stabiliser la production des puits de gaz ou de pétroles surtout en phase de déclin mais uniquement de mesurer des évènements micro-sismiques. En outre, la fibre optique permet seulement de venir en complément des capteurs acoustiques traditionnels pour augmenter la couverture spatiale des mesures. Elle nécessite par ailleurs, d’être placée dans la direction d’où provient le signal acoustique, ce qui réduit drastiquement les champs d’application de la fibre optique pour la détection acoustique distribuée.
Enfin, le document US7940389 divulgue l’utilisation d’une fibre optique pour la détection de la pression distribuée dans des fluides. La détection de changement des états de polarisation de la lumière rétrodiffusée se traduisent par des changements de la biréfringence proportionnellement à la pression du fluide dans lequel la fibre optique est immergée. Cela permet de mesurer le débit d’un fluide ou de déterminer l’emplacement d’une interface entre deux fluides de densités différentes. Cette technique est insuffisante pour améliorer la production d’un puit de forage et elle n’est pas compatible avec l’environnement de production pétrolière.
Ainsi, les mesures distribuées par fibre optique sont utilisées pour la surveillance ou pour le contrôle de paramètres physiques dans un puits de forage. Toutefois, ces méthodes ne sont pas utilisées pour l’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, particulièrement lors d’une diminution de production durant la fin de vie des puits de forage ou durant la période de décroissance.
Plusieurs méthodes ont été proposées pour augmenter la récupération d’hydrocarbures (EOR : Enhanced Oil Recovery en terminologie anglo-saxonne ou la récupération assistée d’hydrocarbures en français) afin d’augmenter ou de maximiser le facteur de récupération. Ces techniques suggèrent l’injection d’un fluide dans un gisement afin de créer un gradient de pression et permettre d’augmenter, par exemple par déplacement des hydrocarbures, le facteur de récupération (Recovery rates, enhanced oil recovery and technological limits, Ann Muggeridge, 2012, Philosophical transactions of the royal society). Toutefois, cette technique nécessite l’utilisation de grand volume de fluide et l’étude de perméabilité en amont. Cette technique est donc coûteuse, complexe et chronophage.
Par ailleurs, les puits de production pétrolière en milieu et fin de vie font face régulièrement à un comportement dit de « slugging » (en terminologie anglo-saxonne, ou écoulement à bouchons en français) qui est un régime d’écoulement polyphasique indésirable et néfaste pour le puits de forage. De larges oscillations de la pression et du débit de production dues à la présence simultanée de phases liquides et gazeuses, posent des problèmes d’endommagement de l’infrastructure, de sécurité et diminuent la productivité du puits (Fabre, Peresson, Corteville, Odello & Bourgeois, 1990). Dans les cas les plus sévères, les puits en « slugging » doivent être fermés alors que le réservoir contient encore d’importantes réserves de pétrole.
Ainsi, il existe un besoin pour de nouvelles méthodes et de nouveaux systèmes capables de répondre aux problèmes engendrés par les méthodes existantes et d’optimiser les performances des puits de forages de préférence des puits de gaz ou de pétrole en décroissance ou fin de vie.
[Problème technique!
L’invention a donc pour but de remédier aux inconvénients de l’art antérieur. En particulier, l’invention a pour but de proposer un procédé d’amélioration de la production d’un puits de forage, ledit procédé étant rapide, sécurisé et simple à mettre en oeuvre même lorsqu’une infrastructure de forage est déjà installée. Le procédé selon l’invention permet également de stabiliser et d’augmenter la production d’un puits de forage, tout en maîtrisant les coûts notamment grâce à l’absence de modification de l’infrastructure du puits de forage. Le procédé selon l’invention permet d’optimiser la production d’un puits de forage particulièrement d’un puits de forage en phase de déclin. Le procédé selon l’invention permet d’éviter une fermeture prématurée d’un puits de forage. En outre, le procédé selon l’invention permet d’augmenter les taux de récupération des puits de forage.
L’invention a en outre pour but de proposer un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, ledit système permettant de faciliter les mesures, d’améliorer la sécurité du puits de forage et de permettre l’obtention de résultats fiables et précis. iBrève description de l’inventionl
A cet effet, l’invention porte sur un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, ledit puits de forage comportant un tube de forage dans lequel circule un fluide et une fibre optique positionnée à l’extérieur du tube de forage, la circulation dudit fluide étant contrôlée au moins en partie par au moins une vanne de sortie et/ou d’injection, ledit procédé comportant les étapes de :
- Génération de deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’au moins un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre optique, et
- Contrôle de l’ouverture d’au moins une vanne de sortie et ou d’injection en fonction des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.
La mise en oeuvre de ce procédé permet d’optimiser les performances des puits de forage, de préférence de gaz et de pétrole, notamment durant la période de décroissance. Ce procédé permet d’utiliser les informations générées via la fibre optique afin de stabiliser et réguler le flux d’un fluide, notamment lorsque les conditions du puits de forage sont inconnues ou peu connues. En particulier, le procédé permet via les deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales de faciliter les mesures de pressions distribuées utilisant une fibre optique et une surveillance augmentée particulièrement durant la phase de déclin de la production.
En outre, ce procédé permet aussi, grâce au contrôle d’ouverture de supprimer les oscillations de pressions peu stables voir instables observables sur la longueur du puits et donc de stabiliser et d’augmenter la production. La présente invention permet aussi une meilleure maîtrise du rapport Huile / gaz à la sortie du puits de forage et cela permet d’optimiser la phase de séparation ultérieure de ces constituants. En effet il faut que ces valeurs soient dans une gamme particulière pour que la séparation soit efficace.
Il est simple, rapide et peut facilement être mis en oeuvre même au sein d’une infrastructure existante. De plus, le procédé est sécurisé et sécurisant tant pour les opérateurs que pour les mesures réalisées. Par ailleurs, le procédé permet l’obtention de résultats fiables et précis. De plus, la plupart des puits ne disposent pas de capteurs de pression en fond de puits et lorsqu’ils sont présents leur maintenance nécessite des opérations coûteuses sur le long terme. Les puits sont toutefois généralement équipés de câbles à fibre optique, beaucoup plus robustes, placés dans le ciment, utilisés pour transmettre des données du fonds du puits à la surface.
Selon d’autres caractéristiques optionnelles du procédé, ce dernier peut inclure facultativement une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, seules ou en combinaison :
- il comprend en outre, une étape intermédiaire de calcul de valeurs de paramètres de circulation du fluide à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, et en ce que l’étape de contrôle de l’ouverture d’au moins une vanne se fait en fonction des paramètres de circulation issus des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.
- l’étape intermédiaire de calcul comporte le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide circulant dans le tube à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, et en ce que l’étape de contrôle de l’ouverture d’au moins une vanne se fait en fonction des valeurs de pression distribuées issues des deux signaux numériques de rétrodiffusions. Cela est particulièrement avantageux car le procédé selon l’invention permet d’extraire des informations de pression distribuée sans contact avec le fluide. Avantageusement, le procédé permet de faire l’analyse en continue et en tout point de la fibre optique sans moyenner des données, ce qui permet d’augmenter la résolution. En effet, lorsque le puits de forage est profond, une seule mesure en fond de puit n’est pas suffisante pour correctement apprécier la situation du puits et enclencher les mesures correctives adéquates. Ceci permet également de stabiliser la pression et réguler le flux d’un fluide ce qui permet en outre, d’augmenter la durée de vie des infrastructures et d’optimiser les performances des puits de forage.
- la fibre optique est agencée pour transmettre des données depuis le puits de forage, de préférence depuis le fond du puits de forage, vers la surface dudit puits de forage. En effet, les puits de forage sont généralement déjà équipés avec des équipements de mesure situés dans le fond du puits et dont les mesures sont transférées à la surface via une fibre optique. La fibre optique étant donc agencée pour transmettre des données depuis le puits de forage vers la surface dudit puits de forage. Ceci permet de faciliter les mesures et évite le recours à une nouvelle fibre optique. Dans ce cas, le procédé est avantageusement configuré pour injecter le signal lumineux dans ladite fibre optique au cours de périodes temporelles durant lesquelles la fibre optique ne transmet pas de données. - les paramètres de circulation du fluide sont de préférence sélectionnés parmi : la pression distribuée, la moyenne de la pression, la médiane de pression, la variation de pression, l’intégrale ou la dérivée,
- l’étape de calcul comprend le calcul d’un ratio d’intensité du signal optique en fonction de la distance, cette étape de calcul permet d’identifier des zones de criticité de la pression.
- l’étape de calcul comporte une comparaison du ratio d’intensité en fonction de la distance avec la pression détectée en fonction du temps. Ceci permet de déterminer les variations de pression distribuée et la détermination précises des zones de criticité. Par ailleurs, ceci permet de corréler la production du puits de forage à la pression distribuée
-le calcul comporte le calcul d’une variance du ratio d’intensité du signal optique pour un segment du tube en fonction du temps, cela permet également d’identifier des zones de criticité de la pression.
- il comprend la mémorisation, sur un module de mémorisation, des résultats issus de chaque fin d’étape de calcul. Ceci permet de sauvegarder l’ensemble des mesures du puits de forage, l’ensemble des données recueillies par la fibre optique ainsi que l’ensemble des signaux numériques.
- il comprend une étape de calcul de valeur d’ouverture de vannes d’injection et/ou de sortie en fonction des paramètres de circulation du fluide précédemment calculés. Ces niveaux calculés d’ouverture de vanne de sortie permettent de compenser les données de pression particulières, afin d’améliorer ou optimiser l’exploitation du puits de forage et d’augmenter la production du puits de forage.
- La fibre optique présente une faible biréfringence intrinsèque. La mesure de la biréfringence peut être faite à l'aide d'un polariseur et d'un analyseur, en plaçant la fibre optique entre ces deux éléments et en analysant les interférences qui résultent de la traversée du système optique constitué par l'ensemble de la fibre optique, du polariseur et de l'analyseur. Ainsi, une faible biréfringence, quantifiée par la différence de l’indice de réfraction pour la propagation lente et pour la propagation rapide, présentera une valeur absolue inférieure à 0,001.
- la fibre optique est placée sur la surface extérieure du tube de forage. Ceci permet de faciliter les mesures ainsi qu’un contrôle augmenté. Ceci permet également de recueillir des données fiables et précises. En outre, cela permet au procédé d’être mis en œuvre même auprès d’une infrastructure existante et installée. - la fibre optique est placée dans le béton entourant le tube de forage. Ceci permet de faciliter les mesures ainsi qu’un contrôle augmenté. Ceci permet également de recueillir des données fiables et précises.
- il comporte une étape de polarisation contrôlée d’un signal lumineux destiné à être injecté dans la fibre optique. Ceci permet de distinguer la lumière rétrodiffusée dans les différentes sections de la fibre optique et d’obtenir une indication sur la pression subie par la fibre en fonction de la distance. Ainsi ceci permet l’obtention de données fiables et précises afin d’améliorer l’exploitation des puits de forage.
- l’étape de génération comporte une étape de séparation d’un signal de rétrodiffusion en deux signaux orthogonaux de rétrodiffusion. Ceci permet de faciliter le traitement ultérieur des données de rétrodiffusions et d’utiliser les informations supportées par la fibre optique afin de stabiliser la pression et de stabiliser et réguler le flux d’un fluide.
- l’étape de contrôle comporte l’envoi d’un signal de fermeture, de la vanne d’injection. L’étape de contrôle comporte de préférence l’envoi d’un signal d’ouverture de la vanne de sortie. Ceci permet de stabiliser automatiquement la pression, de stabiliser et réguler le flux d’un fluide. En outre, cela permet d’augmenter la durée de vie des infrastructures et d’optimiser les performances des puits de forage,
-il comprend une étape de circulation du signal lumineux. Ceci permet d’une part d’injecter le signal lumineux polarisé dans la fibre optique, et d’autre part de collecter le signal rétrodiffusé de la fibre optique.
D'autres mises en œuvre de cet aspect comprennent des systèmes informatiques, des appareils et des programmes informatiques correspondants enregistrés sur un ou plusieurs dispositifs de stockage informatiques, chacun étant configuré pour effectuer les actions d’un procédé selon l’invention. En particulier, un système d’un ou de plusieurs ordinateurs peut être configuré pour effectuer des opérations ou des actions particulières, notamment un procédé selon l’invention, grâce à l’installation d’un logiciel, micrologiciel, matériel ou d’une combinaison de logiciels, micrologiciels ou matériel installé sur le système. En outre, un ou plusieurs programmes informatiques peuvent être configurés pour effectuer des opérations ou des actions particulières grâce à des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées par un appareil de traitement de données, obligent l'appareil à effectuer les actions. Selon un autre aspect, l’invention porte en outre sur un dispositif optique d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, ledit puits de forage comprenant un tube de forage dans lequel circule un fluide et une fibre optique positionnée à l’extérieur du tube de forage, la circulation dudit fluide étant apte à être contrôlée au moins en partie par au moins une vanne de sortie et/ou une vanne d’injection, ledit dispositif d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage comprenant
- un dispositif optique configuré pour générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre optique, et
- un dispositif de traitement configuré pour générer, à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, des données de contrôle d’ouverture de la vanne de sortie et/ou de la vanne d’injection.
La conception d’un dispositif capable de mesurer les variations de pression sur plusieurs kilomètres de longueur d’un puits de production pétrolière constitue une rupture technologique majeure. En effet, le dispositif est sensible aux contraintes latérales (telle que la pression d’écoulement dans le cas d’un puits de pétrole). En outre, le dispositif exploite le phénomène de biréfringence, induite par les contraintes latérales.
Selon d’autres caractéristiques optionnelles du dispositif, ce dernier peut inclure facultativement une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, seules ou en combinaison :
-le dispositif optique est disposé au niveau de différents puits de forage. Ceci permet d’améliorer l’exploitation de plusieurs puits de forage.
-il est configuré pour contrôler des vannes de sortie et/ou d’injection de plusieurs puits de forage. Ceci permet d’améliorer l’exploitation de plusieurs puits de forage.
-le dispositif optique comporte une source de lumière, au moins un contrôleur de polarisation, au moins un circulateur et au moins un détecteur. Ainsi le dispositif optique permet de générer deux signaux numériques de rétrodiffusion orthogonale.
-le circulateur est configuré pour collecter la rétrodiffusion issue de la fibre optique, par exemple la rétrodiffusion de Rayleigh. Le circulateur permet de réceptionner le signal lumineux polarisé.
-le détecteur est configuré pour détecter le signal lumineux rétrodiffusé et pour transformer le signal lumineux en signal numérique et de préférence en deux signaux numériques rétrodiffusions orthogonales. Ainsi, le détecteur permet de détecter deux signaux numériques à partir du signal lumineux rétrodiffusé.
-le détecteur est configuré pour détecter un premier signal lumineux puis un second signal lumineux selon leur champ électromagnétique.
-le dispositif optique comprend un séparateur polarisé, ledit séparateur polarisé est configuré pour diviser et séparer le faisceau lumineux comprenant les champs « P » et « S » en deux signaux comportant chacun une polarisation orthogonale à la polarisation de l’autre signal de façon à diviser le faisceau lumineux issu de la fibre optique en un faisceau lumineux comprenant le champ « P » et en un faisceau lumineux comprenant le champ « S ». Ceci permet la séparation du faisceau lumineux selon l’état de polarisation.
-le détecteur peut comprendre au moins un module de détection de préférence deux modules de détection configurés pour transformer et convertir le signal lumineux en deux signaux électriques; lesdits signaux électriques étant dirigés vers un module de numérisation configuré pour transformer et convertir les deux signaux électriques en deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. Ceci permet l’obtention de deux signaux numériques de rétrodiffusion orthogonale.
Selon un autre l’aspect, l’invention porte en outre sur un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, ledit puits de forage comportant un tube de forage dans lequel circule un fluide et une fibre optique positionnée à l’extérieur du tube de forage, la circulation dudit fluide étant apte à être contrôlée au moins en partie par au moins une vanne d’injection et/ou de sortie, ledit système comportant un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon l’invention, et un dispositif de régulation configuré pour contrôler l’ouverture de la vanne d’injection et ou de sortie en fonction des données de contrôle d’ouverture générées.
Selon d’autres caractéristiques optionnelles du système, ce dernier peut inclure facultativement une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, seules ou en combinaison :
- il comprend une pluralité de dispositifs optique, chacun en lien avec un puits de forage d’une pluralité de puits de forage, ceci permet d’améliorer l’exploitation de plusieurs puits de forage - il contrôle des vannes d’injection et/ou de sortie de plusieurs puits de forage, ce qui permet également d’améliorer l’exploitation de plusieurs puits de forage
D’autres avantages et caractéristiques de l’invention apparaîtront à la lecture de la description suivante donnée à titre d’exemple illustratif et non limitatif, en référence aux Figures annexées :
La figure 1 représente un schéma d’un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon un premier mode de réalisation de l’invention.
La figure 2 représente un schéma d’un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon un deuxième mode de réalisation de l’invention où le puits de forage est couplé à un dispositif d’injection.
La figure 3 représente un schéma d’un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon un troisième mode de réalisation de l’invention, où le système concerne plusieurs puits de forage couplés à un dispositif d’injection.
La figure 4 représente un schéma d’un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation selon un premier mode de réalisation de l’invention.
La figure 5 représente un schéma d’un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation selon un deuxième mode de réalisation de l’invention.
La figure 6 représente un schéma d’un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation selon un troisième mode de réalisation de l’invention.
La figure 7 représente un schéma d’un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation selon un quatrième mode de réalisation de l’invention.
La figure 8 représente un schéma des différentes étapes du procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon un mode de réalisation de l’invention. Les étapes encadrées par des pointillés sont facultatives.
La figure 9 représente un graphique illustrant des valeurs normalisées d’indicateurs de pression en fonction de la distance dans la fibre optique obtenues dans le cadre d’un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage ainsi que l’identification d’une zone critique de pression C1 .
La figure 10 représente un graphique illustrant des valeurs normalisées d’indicateurs de pression pour une zone critique C1 en fonction du temps obtenues dans le cadre d’un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage. La figure 1 1 représente un graphique illustrant des valeurs de contrôle de vanne de sortie, en pourcentage d’ouverture, obtenues dans le cadre d’un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon l’invention.
La figure 12 représente un graphique illustrant des valeurs de production moyenne mensuelle sur 20 ans en barils par jour pour un puits de forage ayant ou non mis en oeuvre le procédé selon l’invention. La flèche indique le début de la mise en oeuvre du procédé et la courbe en pointillé les valeurs attendues de récupération.
Des aspects de la présente invention sont décrits en référence à des organigrammes et / ou à des schémas fonctionnels de procédés, d'appareils (systèmes) selon des modes de réalisation de l'invention.
Sur les figures, les organigrammes et les schémas fonctionnels illustrent l'architecture, la fonctionnalité et le fonctionnement d'implémentations possibles de systèmes et de procédés selon divers modes de réalisation de la présente invention. A cet égard, chaque bloc dans les organigrammes ou blocs-diagrammes peut représenter un système, un dispositif, un module ou un code, qui comprend une ou plusieurs instructions exécutables pour mettre en oeuvre la ou les fonctions logiques spécifiées. Dans certaines implémentations, les fonctions associées aux blocs peuvent apparaître dans un ordre différent que celui indiqué sur les figures. Par exemple, deux blocs montrés successivement peuvent, en fait, être exécutés sensiblement simultanément, ou les blocs peuvent parfois être exécutés dans l'ordre inverse, en fonction de la fonctionnalité impliquée. Chaque bloc des schémas de principe et / ou de l'organigramme, et des combinaisons de blocs dans les schémas de principe et / ou l'organigramme, peuvent être mis en oeuvre par des systèmes matériels spéciaux qui exécutent les fonctions ou actes spécifiés ou effectuer des combinaisons de matériel spécial et d'instructions informatiques.
[Description de 1’inventionl
On entend par « extérieur » au sens de l’invention un espace qui n’appartient pas ou qui ne fait pas partie d’un élément défini. L’extérieur est de préférence délimité par une surface, une paroi ou une membrane. Par exemple, un élément tubulaire défini par une surface interne et une surface externe, possède un intérieur délimité par la surface interne et un extérieur délimité par la surface externe ou extérieure.
On entend par « au moins en partie » au sens de l’invention un ou plusieurs éléments ou une ou plusieurs actions qui concurrent à un ensemble ou à un même résultat ou objectif. Ainsi, une action pouvant être réalisées par plusieurs acteurs est réalisée en partie par au moins un de ces acteurs.
On entend par « signal lumineux » au sens de l’invention un moyen de transmission pouvant être coloré ou non, fixe ou intermittent, libre ou guidé. De préférence il s’agit d’un signal guidé dans une fibre optique.
On entend par « rétrodiffusion » au sens de l’invention la fraction de l’onde incidente qui est retournée dans la direction d’émission de l’onde incidente.
On entend par « biréfringence » la propriété de dédoubler un rayon lumineux incident en deux rayons lumineux (rayons réfractés).
On entend par « polarisation » au sens de l’invention le vecteur d’induction électrique. Une polarisation contrôlée peut donc avantageusement correspondre à une maîtrise du vecteur d’induction électrique. On entend par « l’état de polarisation » l’évolution temporelle du vecteur d’induction électrique.
On entend par « orthogonale » ou « polarisation orthogonale » au sens de l’invention par exemple la capacité du produit scalaire de deux vecteurs de JONES représentant l’état de polarisation d’une onde lumineuse à s’annuler, autrement dit l’état de polarisation représenté par deux vecteur E1 et E2 est polarisé orthogonalement si E1 *. E2 = 0, où * est l’opérateur de transposée conjuguée. De plus, deux vecteurs de JONES E1 et E2 sont également orthogonaux si le produit scalaire hermitien est égal à zéro.
On entend par « signal numérique » au sens de l’invention notamment un ensemble de grandeurs physiques ou de données représentées au moyen de caractères chiffrés au moyen duquel les informations sont représentées par un nombre fini de valeurs discrètes bien déterminées qu’une de ses caractéristiques peut prendre dans le temps.
Par « Pression distribuée » on entend au sens de l’invention une grandeur physique qui traduit la pression qui s’exerce en une pluralité de points d’un élément et non en un point particulier et précis de cet élément.
Les termes "y compris" et "comprenant" sont utilisés de manière ouverte, et doivent donc être interprétés comme signifiant y compris, mais sans s'y limiter.
Le terme « couplé » ou « connecté » désigne une connexion électrique, mécanique, thermique, électromagnétique, directe ou indirecte, mobile ou immobile. Ainsi, si un premier appareil est couplé à un deuxième appareil, cette connexion peut être établie via une connexion directe ou indirecte via d'autres appareils et connexions.
Le terme « guide d’onde » peut désigner tout élément capable de guider le rayonnement électromagnétique pour se propager le long d'un chemin défini. En fonction de la longueur d'onde du rayonnement électromagnétique devant être transporté à travers le guide d'ondes, le guide d'ondes peut être une fibre optique, réalisée par exemple en verre de silice fondue, pour transporter les rayonnements visible et infrarouge.
Par « sensiblement égal » ou « sensiblement identique », on entend au sens de l’invention une valeur variant de moins de 30 % par rapport à la valeur comparée, de préférence de moins de 20 %, de façon encore plus préférée de moins de 10 %. Lorsque sensiblement identique est utilisée pour comparer des formes alors la forme vectorisée varie de moins de 30 % par rapport à la forme vectorisée comparée, de préférence de moins de 20 %, de façon encore plus préférée de moins de 10 %.
Par « traiter », « calculer », « afficher », « extraire » « comparer », « mesurer » ou plus largement « opération exécutable » au sens de l’invention, une action effectuée par un dispositif ou un processeur sauf si le contexte indique autrement. À cet égard, les opérations se rapportent à des actions et/ou des processus d’un système de traitement de données, par exemple un système informatique ou un dispositif informatique électronique, qui manipule et transforme les données représentées en tant que quantités physiques (électroniques) dans les mémoires du système informatique ou d'autres dispositifs de stockage, de transmission ou d'affichage de l'information. Ces opérations peuvent se baser sur des applications ou des logiciels.
Par « juste », « fiable », « précis » on entend au sens de l’invention, des mesures répétables, exactes, dont la précision est de l’ordre du mètre ou du centimètre. En outre cela signifie que les mesures sont exemptes d’erreur liées à l’appareil de mesure.
Par « essentiellement » ou « essentiel », on entend au sens de l’invention au moins 50 % de la constitution, de préférence au moins 70 % de la constitution, de façon plus préférée au moins 90 % de la constitution, de façon encore plus préférée au moins 95 % de la constitution.
Dans la suite de la description, les mêmes références sont utilisées pour désigner les mêmes éléments. En outre, les différentes caractéristiques présentées et/ou revendiquées peuvent être avantageusement combinées. Leur présence dans la description ou dans des revendications dépendantes différentes, n’excluent pas cette possibilité.
Les solutions actuelles pour optimiser les performances des puits de gaz ou de pétrole telles que les méthodes de récupération assistée d’hydrocarbures sont généralement longues, laborieuses, coûteuses, imprécises et peu fiables. En outre, elles nécessitent souvent l’utilisation de matériel coûteux et source de risque, notamment dans un contexte de puits de forage d’hydrocarbures. De plus, les solutions actuelles pour optimiser les performances des puits de forage sont réalisées durant le cycle de vie productif des puits de forage comprenant les phases préparatoires, de démarrage et de palier. Ainsi, il n’existe pas ou peu de solutions pour optimiser les performances des puits de forage en période de décroissance, durant laquelle la production décline.
Les inventeurs ont développé un nouveau système et un nouveau procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, notamment en période de décroissance.
Ainsi, un puits de forage bénéficiant de la technologie proposée verra, grâce à un suivi continu de la pression distribuée dans le puits de forage et un contrôle de l’ouverture d’au moins une vanne de sortie ou une vanne d’injection, une augmentation de sa production.
Pour cela, l’invention se base sur la capacité d’un signal lumineux, correctement traité, de livrer des données sur l’environnement d’une fibre optique véhiculant le signal lumineux et permettant en particulier de remonter à des caractéristiques physiques liées aux puits de forage. Par exemple, un signal lumineux polarisé rétrodiffusé peut comporter des données sur la pression s’exerçant sur la fibre optique. De préférence, la mesure distribuée est configurée pour être sensible à une pression exercée de façon transversale par rapport à son axe longitudinal. De plus, les différences de pression au sein d’un puits de forage peuvent témoigner de l’état d’un puits de forage, d’une instabilité au sein du puits de forage, de variation extérieure.
L’invention va être décrite dans le contexte d’un puits de forage dans lequel circule un fluide et lorsque les conditions du puits de forage (réservoir) sont peu ou pas connues, caractérisant la période de décroissance du puits de forage. L’invention ne se limite pas, toutefois, à cet exemple, et peut trouver des applications dans les différentes phases du cycle de vie d’un puits de forage.
Selon un premier aspect, l’invention porte sur un dispositif 10 d’amélioration de l’exploitation d’un puits 1 de forage. Un tel dispositif et puits de forage est en particulier décrit à la figure 1. Comme illustré à la figure 1 , un tube 2 de forage correspond à un élément de préférence tubulaire pour l’exploitation d’un puits de forage, comprenant une surface interne 2a et une surface externe 2b. L’élément tubulaire peut présenter une longueur supérieure à la largeur et peut être, par exemple, de forme cylindrique ou rectangulaire. En outre, le tube 2 de forage selon l’invention est de préférence creux. Avantageusement, le tube 2 de forage est de préférence réalisé en béton, métal, en PRV (polyester renforcé de fibres de verres), en grès et peut être entouré de béton pour améliorer la sécurité et sa résistance aux éléments extérieurs.
Durant l’exploitation, le tube 2 de forage comprend un fluide 3 destiné à être collecté. Un tel fluide 3 circule à l’intérieur du tube 2 de forage et de préférence en son espace creux. Le fluide 3 au sens de l’invention peut correspondre à toutes substances ayant un état liquide ou gazeux. De préférence, le fluide 3 comporte du gaz, du pétrole, de l’huile, de l’eau ou leurs mélanges.
En outre, la circulation dudit fluide 3 est contrôlée au moins en partie par une vanne 4a de sortie. Une vanne 4a peut correspondre à tous moyen permettant de réguler un débit. Ainsi il peut s’agir d’une vanne mécanique, d’une électrovanne, d’une vanne à opercule, à clapet, à boule, à boisseau, papillon, à guillotine, à piston, à deux bras, à trois bras, rotative, automatisée, vanne de décharge, vanne de chasse, vanne de garde, vanne police, vanne d’amont, vanne d’aval. Une vanne 4a de sortie permet d’extraire ou d’évacuer du fluide du tube de forage. En outre, selon un mode de réalisation particulier, une vanne 4 peut être compatible avec une commande numérique, électrique, magnétique ou mécanique, de manière continue ou discontinue. De façon préférée, la vanne de sortie 4a est positionnée en tête de puits et de manière encore plus préférée en surface.
Le tube 2 de forage présente une fibre 5 optique. De préférence la fibre 5 optique est présente sous la forme d’un guide d’onde. Une fibre optique est généralement constituée d’au moins une âme ou cœur, une gaine optique et d’un revêtement. Dans un mode de réalisation particulier, il peut être prévu un renfort à fibre optique et une gaine à fibre optique. La fibre 5 optique permet de transporter des signaux lumineux entre une source de lumière et un récepteur. En particulier, la fibre 5 optique utilisé par le système selon l’invention et dans le cadre du procédé selon l’invention est une fibre 5 optique installé lors de la construction du puits de forage. Une telle fibre optique est utilisée en particulier pour la transmission d’information depuis le fond du puits vers la surface. Cela correspond par exemple à la transmission de données de capteurs telles que des mesures de température.
L’âme de la fibre 5 optique permet de transporter les signaux optiques entre une source lumineuse et une extrémité. L’âme peut être de verre ou de polymère et se différencie par son diamètre. Ainsi, la fibre 5 optique selon l’invention peut correspondre une fibre optique multimode ou à fibre optique monomode. De préférence la fibre optique est monomode, qui permet de transmettre qu’un seul mode de propagation. Du fait de la polarisation, l’invention est avantageusement compatible avec une fibre monomode. En effet, la plupart des puits sont équipés avec des fibres monomodes reliant les équipements souterrains avec la surface. En outre, une fibre monomode permet de transporter des signaux lumineux sur de plus longue distance avec des pertes moins importantes que des fibres multimodes. Le format de la fibre a peu d’importance et le procédé selon l’invention fonctionne avec une large gamme de fibres. En particulier, le format de la fibre optique peut être sélectionné parmi : 62,5/125 pm, 50/125 pm ou 9/125 pm.
Par ailleurs, une fibre optique monomode véhicule deux sous-modes propres orthogonaux. Il s’agit de deux états principaux de polarisations. Si la fibre n’est pas parfaitement circulaire, les deux modes peuvent se propager à des vitesses différentes (c’est la définition de biréfringence). Ces deux modes correspondent à deux champs électromagnétiques correspondant à un champ "rapide" et à un champ "lent", nommés généralement « f » (fast) et « s » (slow). Dans notre application, la fibre optique présente de préférence une faible biréfringence intrinsèque. L’axe rapide est défini par la direction d’application de la force, dans le sens du rayon.
Dans ce cas, les champs « f » et « s » sont orthogonaux. L’orthogonalité se vérifie par exemple grâce au vecteur de Jones et le produit scalaire hermitien des vecteurs des deux champs est alors nul.
La lumière dans le champ rapide aura une longueur d'onde plus longue que la lumière dans le champ lent. En conséquence, les deux champs « f » et « s » changent de phase l'un par rapport à l'autre lorsqu'ils se propagent dans la fibre. Les deux champs commencent en phase (lors de l’entrée du signal lumineux dans la fibre optique), puis après avoir changé de phase sur une certaine distance le long de la fibre, ils sont à nouveau en phase. La distance sur laquelle ce réalignement de phase a lieu est nommé la "longueur de battement".
Sur la base de ces observations il est alors possible de calculer la pression, de préférence la pression distribuée, d'un guide d'ondes par exemple à partir de rétrodiffusion de Rayleigh associé à un emplacement particulier et tout le long de la fibre optique 5 pour en déterminer des conditions d’exploitations d’un puits de forage particulièrement en phase de décroissance (déclin). En outre, la biréfringence d’un guide d'ondes et plus particulièrement de la fibre 5 optique, dépend de deux facteurs : la biréfringence intrinsèque de la fibre 5 optique et sa biréfringence induite.
La biréfringence intrinsèque est généralement considérée comme la biréfringence de la fibre optique en l'absence de toute influence externe sur ladite fibre optique, telle que la contrainte et la pression appliquées de l'extérieur, les champs magnétiques et électriques ou la variation de température. Par exemple, la biréfringence intrinsèque de la fibre optique est généralement déterminée à une pression neutre (par exemple, la pression atmosphérique). Pour une fibre optique, la biréfringence intrinsèque résulte, par exemple, d'une inhomogénéité dans les matériaux qui constituent la fibre; les variations de la géométrie de la fibre sur sa longueur; et des tensions survenant au cœur de la fibre en l'absence d'influences externes. La biréfringence induite par la fibre optique est une modification de la biréfringence de la fibre optique provoquée par l'application d'une pression, directe ou indirecte, sur la fibre optique.
Afin de corréler directement ou plus aisément les deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales avec la pression exercée sur ladite fibre 5 optique, la fibre optique présente donc de préférence une biréfringence intrinsèque faible pour que la biréfringence induite domine la biréfringence intrinsèque.
Ainsi la fibre peut présenter, de préférence, une biréfringence intrinsèque faible, et peut donc par exemple correspondre à une fibre de télécommunication standard.
En général, une gaine optique entoure l’âme de la fibre 5 optique. La gaine permet de retenir les ondes lumineuses tout en permettant la circulation sur toute la longueur de la fibre. En outre, la gaine permet de provoquer la réfraction. La gaine est constituée de silice ou de polymère tel que polyméthacrylate de méthyle (PMMA) ou encore de cristaux photoniques. De préférence la gaine est en silice, ce qui permet notamment de diminuer le niveau des pertes lors de la propagation de la lumière dans la fibre optique. En outre, la gaine peut comprendre des dopants comme par exemple le germanium, l’aluminium, le fluor, l’erbium, l’ytterbium, le thulium ou le tellure qui se substituent au silicium pour former un oxyde permettant de modifier certaines propriétés de la fibre et notamment pour amplifier les signaux.
En outre, un revêtement constitué de polymère peut entourer la gaine et permet d’assurer la protection de la fibre optique, notamment en absorbant les chocs que pourrait subir la fibre optique. L’épaisseur du revêtement est comprise entre 250 pm et 900 pm. De manière particulière, la fibre 5 optique présente une gaine de fibre optique. De préférence, cette gaine est structurée. Ceci permet d’améliorer la fixation de la fibre optique au tube de forage. La longueur de la fibre 5 optique est généralement de l’ordre de la profondeur d’un puits de forage. Par exemple, la longueur minimale est de 1 km, de préférence 2 km et de façon plus préférée 3 km.
Par ailleurs, la fibre 5 optique est positionnée à l’extérieur du tube 2 de forage. Ainsi, la fibre 5 optique ne fait pas partie de l’espace creux (i.e. intérieur) du tube 2 de forage. La fibre 5 optique est par exemple placée sur la surface extérieure 2b du tube 2 de forage. Ainsi la fibre 5 optique est en contact, de préférence en contact direct, avec la surface 2b extérieure du tube 2 de forage ce qui permet d’améliorer la sensibilité de la fibre optique. Par ailleurs, dans le cas où le tube 2 de forage est entouré par du béton, la fibre 5 optique est placée dans le béton entourant le tube 2 de forage.
L’invention vise en particulier à optimiser les rendements pour les puits de production pétrolière vers le milieu de leur cycle de vie. Dans ce contexte, l’invention peut être mise en oeuvre sur un puits de forage isolé tel que décrit en figure 1 mais peut très bien être associée aux autres technologies de la récupération assistée d’hydrocarbure (plus connu sous le nom EOR).
Ainsi, comme illustré à la figure 2, un puits 1 de forage peut être associé à un dispositif 9 de récupération assistée d’hydrocarbure qui comprend une vanne 4b d’injection. La vanne 4b d’injection permet d’injecter un fluide dans le gisement contrôlant ainsi au moins en partie le fluide 3 circulant dans le tube de forage. Le fluide injecté peut par exemple être de l’eau comme de l’eau à faible salinité, du CO2, ou d’autre gaz, des mélanges comportant des polymères (gel) ou encore des surfactants. Cette caractéristique permet de créer un gradient de pression afin d’augmenter le taux de récupération et d’optimiser les rendements pour les puits de production pétrolière. En effet, le fluide injecté déplace les hydrocarbures ou plus généralement le fluide à récupérer. Dans le cadre de l’invention, comme cela sera détaillé par la suite, le volume de fluide injecté peut être contrôlé par la vanne 4b d’injection. Le dispositif selon l’invention est alors configuré pour générer des données de contrôle d’ouverture de la vanne 4b d’injection, de la vanne de sortie 4a ou de la vanne de sortie 4a et de la vanne d’injection 4b.
Certains gisements font l’objet d’une exploitation par plusieurs puits de forage. Ainsi, dans ce contexte et comme illustré à la figure 3, le dispositif 10 selon l’invention, en particulier le dispositif 20 optique, peut être disposé au niveau des différents puits de forage du gisement de façon à obtenir des données distribuées pour l’ensemble des puits de forage. En particulier, selon ce mode de réalisation de l’invention, le système selon l’invention peut comprendre une pluralité de dispositifs 20 optique, chacun en lien avec un puits de forage de la pluralité de puits de forage. Par ailleurs, une pluralité de dispositifs 30 de traitement en lien avec chaque puits de la pluralité de puits de forage peut être présente. De préférence il y a un seul dispositif 30 de traitement.
En outre, dans ce type de gisement l’utilisation d’un dispositif 9 de récupération assistée d’hydrocarbure est fréquente. Ainsi, le dispositif 10 selon l’invention sera en mesure de contrôler de l’ouverture de la vanne 4b d’injection et/ou des vannes 4a de sortie en fonction des couples de signaux numériques de rétrodiffusions obtenus auprès de chaque puits de forage.
Le dispositif 10 d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon l’invention est en particulier illustré à la figure 4. Celui-ci comprend un dispositif 20 optique configuré pour générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre 5 optique ; un dispositif 30 de traitement configuré pour générer, à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, des données de contrôle d’ouverture de la vanne de sorite 4a et/ou de la vanne d’injection 4b ; et un dispositif 40 de régulation configuré pour contrôler l’ouverture d’au moins une vanne d’injection 4b et ou une vanne de sortie 4a. Avantageusement, le dispositif 40 de régulation peut également être configuré pour l’envoi d’un signal de fermeture de la vanne 4b d’injection.
Le dispositif optique 20 peut prendre toutes les formes capables de générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. En particulier, le dispositif optique 20 peut générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre 5 optique. En particulier, les deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales sont générés à partir des rétrodiffusions d’un ou plusieurs signaux lumineux, ne se propageant pas à la même vitesse. De façon préférée, les deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales proviennent de deux signaux lumineux de rétrodiffusion comportant chacun une composante orthogonale par rapport à une composante de l’autre signal et au moins un des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales provient d’un signal lumineux comportant qu’une seule composante. De façon plus préférée, les deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales proviennent de deux signaux lumineux constitués essentiellement d’une composante orthogonale par rapport à la composante de l’autre signal. En outre, de façon particulière, un des signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales provient d’un signal lumineux comportant un seul premier mode de polarisation et l’autre signal numérique de rétrodiffusion orthogonale provient d’un signal lumineux comportant un second mode de polarisation orthogonal au premier mode de polarisation. En outre, de façon particulière, un des signaux numériques de rétrodiffusions provient essentiellement d’un signal lumineux comportant une composante orthogonale par rapport à l’autre signal comportant essentiellement une composante du signal orthogonal à la composante essentielle du premier signal. Le dispositif optique 20 comportera généralement une source 21 de lumière, au moins un contrôleur de polarisation 22, au moins un circulateur 26 et au moins un détecteur 24. En outre, il sera agencé de façon à pouvoir être connecté à une fibre 5 optique.
La source 21 lumineuse est de préférence un laser à impulsion ou un laser pulsé. Le laser est configuré pour injecter un signal lumineux dans la fibre 5 optique selon une longueur d’onde prédéterminée. Une source 21 de lumière dans un mode de réalisation, est un laser accordable configuré pour transmettre une lumière cohérente sur une plage de longueurs d'onde comprise entre environ 1530 nm et 1565 nm. Dans d'autres modes de réalisation, toute plage de longueurs d'onde comprise entre environ 1300 nm et 1800 nm peut être utilisée. Par ailleurs, la source lumineuse peut être configurée pour régler ou synchroniser la durée des impulsions lumineuses et sélectionner la longueur d’onde de la lumière émise. En outre, une source laser impulsionnel peut également correspondre à un paquet d’onde. Un paquet d’onde est la superposition d’ondes de diverses fréquences. Ainsi il est également possible d’employer une pluralité de fréquence pour localiser des évènements.
A la sortie de la source 21 lumineuse, le signal lumineux est dirigé vers un contrôleur de polarisation 22.
Le contrôleur de polarisation 22 est configuré pour influer sur la polarisation du signal lumineux. Selon un mode de réalisation particulier de l’invention, un contrôleur de polarisation peut correspondre à un polariseur. En outre, une pluralité ou un seul polariseur 22 peut être présent dans le dispositif 20 optique. Dans ce cas, le polariseur 22 est configuré pour polariser la lumière émise avant son entrée dans la fibre 5 optique. De préférence, le polariseur 22 permet que le signal lumineux soit dans un état de polarisation tel qu’il comporte deux composantes orthogonales. Le signal lumineux est de préférence dans un état de polarisation comprenant les champs électromagnétique « P » et « S » de sorte que le produit scalaire hermitien de leur vecteur respectif soit nul. De façon particulière, plusieurs polariseurs en série peuvent être présent à la sortie de la source lumineuse. Les champs « P » et « S » correspondent à des repères de laboratoires, autrement dit, ils sont définis comme des axes par rapport à un prisme, le champ « S » correspondant à une orientation perpendiculaire au plan de propagation et le champ « P » à une orientation parallèle au plan de propagation. Ainsi, lors d’une déformation, l’orientation des axes est différente mais les axes restent toujours orthogonaux. En effet, la fibre reste le repère local.
Le signal lumineux polarisé issu du polariseur est dirigé vers le circulateur 26 optique. Le circulateur 26 optique est configuré pour réceptionner le signal lumineux polarisé issu du polariseur. De plus, le circulateur 26 optique est configuré pour injecter le signal lumineux polarisé dans la fibre 5 optique. Enfin, le circulateur 26 est configuré pour collecter la rétrodiffusion, par exemple de Rayleigh, issu de la fibre 5 optique.
Ainsi, le signal lumineux issu de la fibre 5 optique, comprenant une rétrodiffusion (e.g. rétrodiffusion de Rayleigh), est collecté par le circulateur 26 optique puis dirigé vers le détecteur 24.
Le détecteur 24 est par exemple configuré pour détecter le signal lumineux rétrodiffusé et pour transformer le signal lumineux en signal numérique et de préférence en deux signaux numériques rétrodiffusions orthogonales. En outre, le détecteur 24 permet d’analyser le signal lumineux absorbé. Ainsi, le détecteur 24 peut également être configuré pour mesurer des caractéristiques du signal, par exemple fréquence, période, valeur efficace. Le détecteur 24 peut également être configuré pour obtenir le spectre du signal grâce à la Transformation de Fourier. Le détecteur peut permettre également de décoder des signaux numériques par exemple USB, LIN, CAN. Le détecteur peut permettre d’afficher les résultats.
Selon un mode de réalisation particulier le dispositif 20 optique peut être portatif ce qui permet de le transporter simplement et rapidement sur tout lieu à proximité d’un puits de forage.
Les deux signaux numériques rétrodiffusions orthogonales issus du détecteur 24 sont avantageusement dirigés vers le dispositif 30 de traitement.
Il existe un grand nombre d’arrangement optiques possibles au sein du dispositif 20 optique. Par la suite, certains de ces arrangements, particulièrement avantageux dans le cadre de l’invention, seront décrits sans que l’invention ne se limite à ces derniers.
Ainsi, selon un mode de réalisation particulier, illustré à la figure 5 le contrôleur de polarisation 22 peut être un modulateur de polarisation. Le contrôleur de polarisation 22, sous une forme de modulateur de polarisation, est apte à, de préférence configuré pour, régler la polarisation de la lumière en fonction du temps. Selon un mode de réalisation particulier de l’invention, un seul modulateur de polarisation peut être présent dans le dispositif 20 optique. Dans ce cas, le modulateur de polarisation est configuré pour polariser le faisceau lumineux avant son entrée dans la fibre 5 optique. De préférence, le modulateur de polarisation permet de moduler de manière dynamique la polarisation du signal lumineux, autrement dit, il module de façon dynamique l’état de polarisation du signal lumineux avant son entrée dans la fibre. Ainsi, le modulateur de polarisation est apte à, de préférence configuré pour, polariser le signal lumineux pour que celui-ci soit dans un état de polarisation selon un champ électromagnétique « P ». Le modulateur de polarisation polarise également le signal lumineux pour que celui-ci soit dans un état de polarisation selon un champ électromagnétique « S ». De préférence, la modulation de l’état de polarisation est faite une à une, autrement dit le signal lumineux est modulé selon un champ électromagnétique « P » ou « S » indépendamment l’un de l’autre en fonction du temps. Toutefois, l’état de modulation réalisé en premier par rapport au second n’a pas d’importance. Par exemple, une première modulation de la polarisation selon le champ électromagnétique « P » est réalisée jusqu’à détection de son signal, puis la seconde modulation de polarisation selon le champ électromagnétique « S » est réalisée jusqu’à détection de son signal.
De façon particulière, une fois que le signal lumineux est détecté selon le premier champ de polarisation, le modulateur 22 de polarisation est configuré pour moduler le signal lumineux selon le second champ électromagnétique différent du premier détecté. Lorsque ce second signal lumineux est détecté, les deux signaux lumineux selon leur état de polarisation « P » ou « S » sont analysés. Leur analyse peut être réalisée de façon indépendante l’une de l’autre.
Le signal lumineux est donc dans un état de polarisation comprenant soit le champ électromagnétique « P » soit le champ électromagnétique « S ».
Dans ce mode de réalisation, le détecteur 24 détecte un premier signal lumineux puis un second signal lumineux selon leur champ électromagnétique. Le détecteur 24 transforme le premier signal lumineux en un premier signal numérique par exemple t1 qui est par la suite dirigé vers le dispositif 30 de traitement. Le premier signal lumineux étant le premier signal lumineux détecté. Le détecteur 24 transforme le second signal lumineux en un second signal numérique par exemple t2. Le second signal lumineux correspond au second signal lumineux détecté.
Selon un mode de réalisation particulier, illustré à la figure 6 le dispositif 20 optique comprend un séparateur 23 polarisé.
Le séparateur 23 polarisé est configuré pour diviser et séparer le faisceau lumineux comprenant les champs « P » et « S » en deux signaux comportant chacun une polarisation orthogonale à la polarisation de l’autre signal. Le faisceau lumineux issu de la fibre optique est divisé en un faisceau lumineux comprenant le champ « P » et en un faisceau lumineux comprenant le champ « S ». Cette séparation est faite de telle sorte que le faisceau lumineux soit divisé selon l’état de polarisation. Les deux faisceaux de lumière polarisée orthogonalement sont envoyés chacun à un détecteur 24. De préférence, un séparateur 23 polarisé est sélectionné parmi : les cubes séparateurs polarisant constitués de deux prismes à angle droit, les diviseurs de polarisation à base de fibres fondues (« fused fiber polarization splitters », en terminologie anglosaxonne), etc.
Le détecteur 24 peut comprendre au moins un module de détection 24a. Ce module de détection 24a est par exemple configuré pour transformer et convertir un signal lumineux en courant électrique ou en tension électrique. Ce module de détection 24a peut correspondre à un photodétecteur simple ou multiple. De préférence il s’agit d’un photodétecteur simple. Le détecteur 24 comprend de préférence deux modules de détection 24a, ainsi deux signaux électriques sont obtenus.
Les signaux électriques issus du module de détection 24a sont dirigés vers un module de numérisation 24b.
Le module de numérisation 24b est de préférence configuré pour transformer et convertir les deux signaux électriques en deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. Ce module de numérisation 24b peut correspondre par exemple à un oscilloscope ou tout autre moyen permettant de transformer deux signaux électriques en deux signaux numériques.
Les modules de détection 24a et le module de numérisation 24b peuvent être indépendant ou bien être compris dans un même ensemble.
Par ailleurs, le détecteur 24 peut comprendre de préférence un module de mémorisation configuré pour mémoriser des données collectées des signaux électriques, des signaux numériques.
Selon un autre mode de réalisation illustré à la figure 7, le dispositif 20 optique peut comprendre une fibre de référence 29.
Dans ce cas, la source lumineuse 21 est continue et accordable en fréquence. De préférence, la source lumineuse peut être réglée sur une large bande de fréquence. Il peut s’agir d’un laser à balayage de fréquence par exemple.
A la sortie de la source lumineuse 21 , un diviseur de faisceau 25 permet de diriger le signal lumineux d’une part vers un chemin de référence, vers l’entrée de la fibre 29 de référence et d’autre part vers un chemin test, vers l’entrée de la fibre 5 optique. Un diviseur de faisceau 25 peut correspondre à un connecteur, miroir, lentille permettant d’orienter le signal lumineux dans une direction souhaitée. Il peut s’agir de tout moyen de préférence optique configuré pour diviser et diriger le signal lumineux. Chaque faisceau est orienté vers un contrôleur de polarisation 22. De préférence le contrôleur de polarisation 22 peut correspondre à un polariseur. Ainsi, un polariseur 22 permet de polariser le faisceau en direction de la fibre de référence 29 et un polariseur 22 permet de polariser le faisceau en direction de la fibre test 5. Les polariseurs 22 sont configurés pour polariser le faisceau lumineux de la fibre 29 de référence et de la fibre 5 optique.
En outre, la présence de polariseurs suite au diviseur de faisceau 25 permet d’avoir la même polarisation pour chaque faisceau qu’il soit destiné à la fibre test ou à la fibre de référence.
Le signal lumineux parcourant la fibre de référence et la fibre 5 optique est ensuite dirigé en sortie de la fibre de référence et de la fibre 5 optique vers un coupleur 28. De préférence, le chemin de référence comprend un composant à retard. Ce chemin constitue de préférence une transmission optique sans perte. Toutefois, il n’est pas nécessaire qu’il soit parfaitement sans perte.
Le coupleur 28 est configuré pour coupler le signal lumineux issu de la fibre 5 optique avec le signal lumineux issu de la fibre 29 de référence. Ainsi à la sortie de la fibre de référence et à la sortie de la fibre 5 optique, le coupleur 28 est configuré pour interférer le signal lumineux de la fibre 29 de référence avec le signal lumineux de la fibre 5 optique. Cette combinaison de signal lumineux est par la suite dirigée vers le détecteur 24.
Optionnellement, à la suite du coupleur 28, le signal lumineux peut être dirigé vers un séparateur 23 polarisé, puis chaque signal lumineux peut être dirigé vers un module de détection 24a puis un module de numérisation 24b pour ensuite être traités par le dispositif 30 de traitement.
En particulier, le dispositif 30 de traitement peut être configuré pour traiter les deux signaux numériques de rétrodiffusion orthogonale de façon à par exemple en déduire des actions d’optimisation de l’exploitation du puits de forage ou des taux de récupération. De manière préférée, lorsque les signaux sont traités, le dispositif 30 de traitement permet d’obtenir des données, fonction de la distance, proportionnelles à la pression transverse. Ainsi, il est possible d’obtenir un profil de pression distribuée du puits de forage sur toute la distance du puits de forage.
L’analyse peut être réalisée par le dispositif 30 de traitement de façon distribuée mais également en temps réel. Ainsi, la pression d’un puits de forage peut être cartographiée en temps réel et en tout point. En outre, les données sont de préférence mémorisées sur un module de mémorisation. Ceci permet de sauvegarder l’ensemble des mesures du puits de forage, l’ensemble des données recueillies par la fibre optique ainsi que l’ensemble des signaux numériques.
En particulier, le dispositif 30 de traitement peut être configuré pour calculer des valeurs de paramètres de circulation du fluide à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. Le dispositif 30 de traitement est de préférence configuré pour calculer des valeurs de pression, de préférence distribuées à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.
Le dispositif 30 de traitement peut avantageusement être configuré pour identifier des zones de criticité de la pression. De préférence, le dispositif 30 de traitement est également configuré pour comparer le ratio d’intensité en fonction de la distance avec la production mesurée en fonction du temps. Ceci permet de déterminer des zones de criticité corrélées avec des variations de la production.
En outre, le dispositif 10 pour l’amélioration de l’exploitation de puits de forage peut comporter un dispositif 40 de régulation.
Le dispositif 40 de régulation permet de contrôler l’ouverture de la vanne 4b d’injection et/ou la vanne 4a de sortie en fonction des deux signaux numériques de rétrodiffusions. Plus particulièrement, le dispositif 40 de régulation peut être configuré pour contrôler de l’ouverture de la vanne 4b d’injection et/ou la vanne 4a de sortie en fonction des valeurs de paramètres de circulation du fluide calculées par le module 30 de traitement.
Ainsi en fonction de la valeur des signaux ou des paramètres de circulation du fluide calculés, l’ouverture ou la fermeture d’au moins une vanne peut être mise en oeuvre pour augmenter la production et l’exploitation d’un puits de forage ou d’augmenter le taux de récupération ou encore de stabiliser la pression. Il s’agit donc d’une rétroaction sur le contrôle de la circulation du fluide en fonction des mesures distribuées de pression réalisées par deux signaux numériques de rétrodiffusion orthogonale. Ceci est particulièrement avantageux car l’invention permet de réaliser une boucle de rétroaction en tirant parti de l’information remontante (mesures de pression) afin de contrôler la circulation du fluide.
Ainsi, l’invention permet grâce à l’information contenue dans les deux signaux numériques de rétrodiffusion orthogonale, un accès à la pression distribuée tout au long de la fibre et donc du puits pour contrôler la circulation du fluide.
Selon un autre l’aspect, l’invention se rapporte à un procédé 1000 d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage tel que représenté à la figure 8. Selon un mode de réalisation préféré illustré à la figure 8, le procédé comprend une étape de génération 100 de deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre optique.
Pour cela, l’étape de génération comprend de préférence une source lumineuse configurée pour émettre un signal lumineux qui est dirigé vers la fibre optique. De préférence la source lumineuse est un laser pulsé.
Avantageusement, l’étape de génération 100 comporte une étape 110 de polarisation contrôlée d’un signal lumineux injecté dans la fibre optique. L’étape de contrôle de polarisation est réalisée grâce à un polariseur ou un modulateur de polarisation, de préférence par un polariseur. Le polariseur est configuré pour conditionner la polarisation du signal lumineux émis avant l’entrée du signal lumineux dans la fibre optique. En particulier, l’étape de 1 10 polarisation peut permettre d’équilibrer l’énergie répartie entre les deux modes de polarisation principales de la fibre optique monomode. Ainsi, pour augmenter la sensibilité du procédé selon l’invention, l’intensité du signal lumineux est sensiblement équilibrée pour la composante P et pour la composante S à la sortie au niveau de la détection par le biais du contrôle de polarisation et l’axe de séparateur de faisceau polarisant (PBS, en anglais, polarization beam splitter), lorsque ce dernier est présent.
De façon également particulière, le procédé peut comprendre une étape de circulation du signal lumineux. L’étape de circulation est de préférence réalisée par un circulateur. Ceci permet d’une part d’injecter le signal lumineux polarisé dans la fibre optique, et d’autre part de collecter le signal rétrodiffusé de la fibre optique. Le signal rétrodiffusé est de préférence issu de la rétrodiffusion de Rayleigh.
L’étape de génération 100 comporte de préférence une étape 120 de séparation d’un signal de rétrodiffusion en deux signaux lumineux orthogonaux de rétrodiffusion. L’étape de séparation est de préférence réalisée par un séparateur de faisceau polarisant. Ceci permet de séparer le faisceau lumineux rétrodiffusé comprenant les champs « P » et « S ». Le faisceau lumineux rétrodiffusé issu de la fibre optique est divisé en un faisceau lumineux rétrodiffusé comprenant le champ « P » et en un faisceau lumineux comprenant le champ « S ». Cette séparation est faite de telle sorte que le faisceau lumineux soit divisé selon les axes propres du séparateur de faisceau polarisant. Les deux faisceaux de lumière polarisée orthogonalement sont envoyés chacun à un détecteur. Alternativement, le signal lumineux injecté dans la fibre optique peut présenter successivement une polarisation selon le champ électromagnétique « P » puis selon le champ électromagnétique « S », par exemple grâce à un modulateur de polarisation. Ainsi, il n’est pas nécessaire de séparer le signal de rétrodiffusion en deux signaux lumineux orthogonaux de rétrodiffusion.
Dans un exemple de mise en oeuvre détaillé de la détermination de la biréfringence, l'intensité de la lumière réfléchie d'une fibre résultant de la rétrodiffusion de Rayleigh est mesurée. Les intensités lumineuses mesurées pour les modes de polarisation « S » et « P » (définie par les axes de séparateur de faisceau polarisant) sont ensuite converties en déphasage accumulé entre les deux modes principaux de propagation. La biréfringence distribuée, en fonction de la distance le long de la fibre optique, est ensuite calculée par une dérivée par rapport à la distance de propagation dans la fibre.
En outre, comme illustré à la figure 8, le procédé peut comprendre une étape intermédiaire de calcul 200 de valeurs de paramètres de circulation du fluide à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. L’étape intermédiaire de calcul 200 comporte le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide circulant dans le tube à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.
Cette étape est réalisée de préférence par tout moyen permettant le calcul de valeurs de paramètre à partir de signaux numériques. Par exemple un module de calcul, pouvant par exemple comprendre un processeur configuré pour extraire des informations à partir des données contenues dans les signaux numériques de rétrodiffusions. En particulier, cette étape peut être réalisée par le dispositif 30 de traitement.
Les paramètres de circulation du fluide peuvent être calculés ponctuellement tout au long de la fibre, par segment de fibre ou encore pour toute la longueur de fibre. Les paramètres de circulation du fluide sont de préférence sélectionnés parmi : la pression distribuée, la moyenne de la pression, la médiane de pression, la variation de pression, l’intégrale ou la dérivée. Avantageusement la méthode de calcul utilisée permet de faire l’analyse en continue points par points sans moyenner des données et donc augmente la résolution.
De préférence, le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide circulant dans le tube comprend le calcul d’un ratio d’intensité du signal optique en fonction de la distance. Cette étape de calcul permet d’identifier des zones de criticité de la pression. De préférence, cette étape de calcul comporte la comparaison du ratio d’intensité en fonction de la distance avec la pression détectée en fonction du temps. Ceci permet de déterminer les variations de pression distribuée et la détermination précises des zones de criticité. Par ailleurs, ceci permet de corréler la production du puits de forage à la pression distribuée. En particulier, le ratio d’intensité du signal optique correspond à un ratio basé sur les intensités lumineuses mesurées pour les modes de polarisation « S » et/ou « P ». En outre, le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide circulant dans le tube peut également comporter le calcul d’une variance du ratio d’intensité du signal optique pour un segment du tube et cela en fonction du temps. Cela permet également d’identifier des zones de criticité de la pression.
La figure 9 présente par exemple des valeurs normalisées de la pression distribuée en fonction de la distance le long de la fibre optique. Un tel indicateur peut par exemple être un ratio de l’intensité lumineuse, une moyenne de la pression, une variabilité de la pression selon un coefficient de variation de pression ou tout autre paramètre permettant de caractériser la pression en fonction de la distance, de préférence en mètre. Par exemple, dans le cas d’un rapport d’intensité, le signal lumineux issu de l’état de polarisation « P » permet d’obtenir un signal numérique dont l’intensité lumineuse de la rétrodiffusion de Rayleigh est notée lp et le signal lumineux issu de l’état de polarisation « S » permet d’obtenir un signal numérique dont l’intensité lumineuse de la rétrodiffusion de Rayleigh est notée ls.
De façon plus précise, par exemple selon la Figure 9, la génération de deux signaux numériques de rétrodiffusion orthogonale à partir d’un signal lumineux injecté dans la fibre optique permet l’obtention d’un indicateur de pression et de préférence de pression distribuée. L’injection peut de préférence être réalisée selon un angle de polarisation de 45° par rapport à l’axe lent et l’axe rapide de la fibre optique. Le rapport (lp / (lp+ ls)) permet d’obtenir des informations sur la pression dans le puits de forage, de préférence la pression distribuée, en tout point du puits de forage et en temps réel. Un tel rapport permet d’obtenir des informations sur la pression distribuée au sein du puits de forage sans qu’il soit essentiel de calculer précisément une pression distribuée. Alternativement, ce ratio, couplé à des données de référence peut permettre de calculer précisément des valeurs de pression distribuée. Par exemple, le ratio de l’intensité rétrodiffusée permet de calculer et mesurer le retard accumulé (ou le déphasage). Puis, la dérivée du retard accumulé par rapport à la distance de propagation dans la fibre optique permet d’obtenir la biréfringence distribuée qui est proportionnelle à la pression distribuée (correspondant à la contrainte latérale exercée sur la fibre).
En outre, un indicateur de la pression, et de préférence de la pression distribuée, permet de détecter une ou plusieurs zones de criticités C1 telle que représentée sur la figure 9. De façon préférée, le procédé selon l’invention comporte une identification de plusieurs zones de criticités.
De préférence, l’ensemble des résultats ou valeurs obtenus lors de l’étape de calcul ou de l’étape de collecte sont mémorisés sur un module de mémorisation à l’issu de chaque fin d’étape de calcul ou de collecte. Ceci permet la sauvegarde des données ainsi que le suivi de l’exploitation du puits de forage, de la pression du puits de forage.
La figure 10 illustre en particulier des valeurs normalisées de la pression dans une zone de criticité C1 au cours du temps. Ainsi, il est possible de voir une forte variation de cette pression en fonction du temps.
Le procédé selon l’invention peut alors comporter une étape 300 de calcul de valeur d’ouverture de vannes d’injection et/ou de sortie en fonction des paramètres de circulation du fluide précédemment calculé. La figure 11 illustre par exemple les valeurs calculées d’ouverture d’une vanne de sortie 4a, dans le cadre d’un puits de forage tel qu’illustré à la figure 1 subissant des variations de pression en zone de criticité C1 selon la figure 10. En effet, comme illustré à la figure 1 1 , les informations sont corrélées avec des indications d’ouverture ou de fermeture d’au moins une vanne. Par exemple, en fonction des deux signaux numériques, le module 30 de traitement permet de générer des données de contrôle d’ouverture de vanne de sortie en fonction du temps. Ce ou ces niveaux calculés d’ouverture de vanne de sortie permettent de compenser les données de pression particulières, afin d’améliorer ou optimiser l’exploitation du puits de forage et d’augmenter la production du puits de forage. De préférence l’ensemble de ces données sont sauvegardées par le module de mémorisation.
Ces valeurs peuvent ensuite être transmises à un dispositif ou à un opérateur qui les retranscrira par exemple via une interface homme machine pour que soit généré un contrôle de l’ouverture des vannes.
En effet, le procédé selon l’invention comprend avantageusement une étape de contrôle 400 de l’ouverture de vannes d’injection et/ou de sortie en fonction des deux signaux numériques de rétrodiffusions. De préférence, l’étape de contrôle est mise en œuvre par un dispositif 40 de régulation. Ceci permet de modifier l’ouverture ou la fermeture d’au moins une vanne en fonction des valeurs des signaux numériques représentatifs de la pression distribuée. Ceci permet également de modifier l’ouverture ou la fermeture d’au moins une vanne pour augmenter la production d’un puits de forage, améliorer l’exploitation. En outre, ceci permet de stabiliser la production et la pression en fonction de signaux numériques de rétrodiffusion.
L’étape de contrôle 400 de l’ouverture de vannes se fait de préférence en fonction des valeurs de pression distribuées issues des deux signaux numériques de rétrodiffusions. En particulier, l’étape de contrôle 400 de l’ouverture de vannes peut se faire en fonction des valeurs d’ouverture de vannes calculées lors de l’étape 300. Néanmoins, l’étape de contrôle 400 de l’ouverture de vannes peut aussi se faire par une comparaison des deux signaux numériques de rétrodiffusions à des valeurs seuils prédéterminés.
L’étape 400 de contrôle peut comporter l’émission d’un signal de commande d’ouverture d’au moins une vanne et envoyé à ladite vanne. Ceci permet d’augmenter la production d’un puits de forage, et d’améliorer l’exploitation. En outre, ceci permet de stabiliser la production et la pression en fonction de signaux numériques de rétrodiffusion.
L’étape de contrôle 400 de l’ouverture de vannes se fait avantageusement en fonction des paramètres de circulation issus des deux signaux numériques de rétrodiffusions. Par exemple, lorsqu’une valeur d’un des paramètres de circulation issu des deux signaux numériques de rétrodiffusion est différente des valeurs de paramètres de circulation calculées à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions mémorisées, un signal de commande d’ouverture d’au moins une vanne et envoyé à ladite vanne. Ceci permet d’augmenter la production d’un puits de forage, et d’améliorer l’exploitation. En outre, ceci permet de stabiliser la production et la pression en fonction de signaux numériques de rétrodiffusion.
L’étape de contrôle 400 peut aussi comporter l’envoi d’un signal de fermeture d’une vanne d’injection.
Le procédé peut comprendre optionnellement une étape d’alerte. L’étape d’alerte permet de déclencher une alarme lorsqu’une pression anormale est détectée, un paramètre anormal est détecté ou lorsqu’une action correctrice (d’ouverture ou de fermeture d’au moins une vanne) est réalisée. Ceci permet d’alerter les opérateurs sur l’état du puits de forage et sur le déroulement du procédé.
Tel qu’illustré à la figure 12, la production mensuelle de janvier 1998 à décembre 2018 du nombre de barils par jour au cours du temps pour un puits de forage peut connaître au début de son cycle de vie un rendement croissant, puis une phase de plateau. La production diminuant au cours du temps, une fois la phase de plateau terminée. Toutefois, grâce à l’invention et à sa mise en oeuvre (représentée par une flèche noire sur la figure 12), il est possible d’augmenter et d’optimiser la production du puits de forage (ligne en pointillée sur la figure 12).
Ainsi, il est possible d’obtenir un modèle des mouvements de fluide et d’en déduire des variations de pressions en fonction de la distance et/ou du temps. Selon l’analyse des signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales obtenues, des variations de pression en sont observées. Ceci permet de conduire à des mesures correctrices ou stabilisatrices de pression et à un contrôle de l’injection ou de la sortie de fluide dans le gisement. Ceci permet d’améliorer l’exploitation d’un puits de forage, de stabiliser la pression d’un puits de forage, et d’augmenter la production d’un puits de forage. En outre, ceci permet d’éviter la fermeture précoce d’un puits de forage tout en augmentant les taux de récupération.
Selon un autre aspect l’invention porte sur un système de l’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage. Le système peut comprendre un dispositif 10 pour l’amélioration de l’exploitation d’un puits 1 de forage selon l’invention et tel que précédemment décrit. Par ailleurs, le système peut comprendre un dispositif 40 de régulation configuré pour contrôler l’ouverture de la vanne 4b d’injection et/ou 4a de sortie en fonction des données de contrôle d’ouverture générées. Ceci permet également de stabiliser la pression et réguler le flux d’un fluide ce qui permet en outre, d’augmenter la durée de vie des infrastructures et d’optimiser les performances des puits de forage.
Ce système permet d’utiliser les informations générées via la fibre optique afin de stabiliser et réguler le flux d’un fluide, notamment lorsque les conditions du puits de forage sont inconnues ou peu connues. En outre, ce système permet de supprimer les oscillations de pressions peu stables voir instables observables sur la longueur du puits et pouvant être néfaste pour celui-ci voire entraîner sa fermeture précoce.
Avantageusement, le système comprend au moins une vanne configurée pour contrôler la circulation du fluide 3. En effet, lorsque le puits de forage est en phase de déclin, ou que la production diminue ou encore que le puits de forage est instable, l’ouverture d’au moins une vanne permet l’injection par exemple de gaz, d’eau à l’état liquide ou gazeux pour stimuler l’expulsion du fluide 3 contenu dans le tube forage. Ceci permet alors d’augmenter la production ou de stabiliser le puits de forage. En outre, grâce au système selon l’invention les constituant injectés dans le tube de forage et le fluide 3 contenu dans le tube de forage sont plus facilement séparé. En effet, l’injection de gaz ou d’eau dans le tube de forage entraîne un mélange avec le fluide 3 contenu dans le tube de forage. L’étape de séparation ultérieure des constituants est donc optimisée car grâce à l’analyse de la pression distribuée et des zones de criticité, il y a une meilleure maîtrise du rapport fluide 3 contenu / fluide injecté. En effet, il faut que ces valeurs soient dans une fourchette particulière et spécifiquement déterminée pour que la séparation ultérieure lors de la purification soit efficace.

Claims

Revendications
1. Procédé (1000) d’amélioration de l’exploitation d’un puits (1 ) de forage, ledit puits (1 ) de forage comportant un tube (2) de forage dans lequel circule un fluide (3) et une fibre (5) optique positionnée à l’extérieur du tube (2) de forage, la circulation dudit fluide (3) étant contrôlée au moins en partie par au moins une vanne de sortie (4a) et/ou d’injection (4b), ledit procédé comportant les étapes de :
- Génération (100) de deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’au moins un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre (5) optique, et
- Contrôle (400) de l’ouverture d’au moins une vanne (4) de ladite au moins une vanne sortie (4a) et/ou d’injection (4b) en fonction de valeurs de pression distribuées calculées à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.
2. Procédé (1000) selon la revendication 1 , caractérisé en ce qu’il comprend en outre une étape intermédiaire de calcul (200) de valeurs de paramètres de circulation du fluide à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, et en ce que l’étape de contrôle (400) de l’ouverture d’au moins une vanne (4) se fait en fonction des paramètres de circulation issus des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.
3. Procédé (1000) selon la revendication 2, caractérisé en ce que l’étape intermédiaire de calcul (200) comporte le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide (3) circulant dans le tube à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, et en ce que l’étape de contrôle (400) de l’ouverture d’au moins une vanne se fait en fonction des valeurs de pression distribuées issues des deux signaux numériques de rétrodiffusions.
4. Procédé (1000) selon la revendication 2, caractérisé en ce que les paramètres de circulation du fluide sont de préférence sélectionnés parmi : la pression distribuée, la moyenne de la pression, la médiane de pression, la variation de pression, l’intégrale ou la dérivée.
5. Procédé (1000) selon l’une quelconques des revendications 2 à 4 caractérisé en ce que l’étape de calcul (200) comprend le calcul d’un ratio d’intensité du signal optique en fonction de la distance
6. Procédé (1000) selon la revendication précédente, caractérisé en ce que l’étape de calcul comporte une comparaison du ratio d’intensité en fonction de la distance avec la pression détectée en fonction du temps.
7. Procédé (1000) selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le calcul (200) comporte le calcul d’une variance du ratio d’intensité du signal optique pour un segment du tube en fonction du temps.
8. Procédé (1000) selon l’une des revendication 1 à 7, caractérisé en ce qu’il comprend la mémorisation, sur un module de mémorisation, des résultats issus de chaque fin d’étape de calcul.
9. Procédé (1000) selon l’une des revendications 2 à 8, caractérisé en ce qu’il comprend une étape de calcul (300) de valeur d’ouverture de vannes d’injection et/ou de sortie en fonction des paramètres de circulation du fluide précédemment calculés.
10. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que la fibre (5) optique est agencée pour transmettre des données depuis le puits (1 ) de forage vers la surface dudit puits (1 ) de forage.
1 1 . Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 10, caractérisé en ce que la fibre (5) optique est placée sur la surface extérieure (2b) du tube (2) de forage.
12. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 1 1 , caractérisé en ce que la fibre (5) optique est placée dans le béton entourant le tube (2) de forage.
13. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 12, caractérisé en ce que la fibre (5) optique présente une faible biréfringence intrinsèque.
14. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 13, caractérisé en ce que l’étape de génération (100) comporte une étape (1 10) de polarisation contrôlée d’un signal lumineux destiné à être injecté dans la fibre (5) optique.
15. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 14, caractérisé en ce que l’étape de génération (100) comporte une étape (120) de séparation d’un signal de rétrodiffusion en deux signaux orthogonaux de rétrodiffusion.
16. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 15, caractérisé en ce que l’étape de contrôle (400) comporte l’envoi d’un signal de fermeture de la vanne (4b) d’injection.
17. Procédé (1000) selon l’une des revendications 1 à 16, caractérisé en ce qu’il
comprend une étape de circulation du signal lumineux.
18. Dispositif (10) d’amélioration de l’exploitation d’un puits (1 ) de forage, ledit puits (1 ) de forage comprenant un tube (2) de forage dans lequel circule un fluide (3) et une fibre (5) optique positionnée à l’extérieur du tube (2) de forage, ledit dispositif (10) d’amélioration de l’exploitation d’un puits (1 ) de forage étant couplé à au moins une vanne de sortie (4a) et/ou d’injection (4b), la circulation dudit fluide (3) étant apte à être contrôlée au moins en partie par ladite au moins une vanne de sortie (4a) et/ou d’injection (4b), ledit dispositif (10) d’amélioration de l’exploitation d’un puits (1 ) de forage comprenant en outre :
- un dispositif (20) optique configuré pour générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre (5) optique, et
- un dispositif (30) de traitement configuré pour générer, à partir de valeurs de pression distribuées calculées à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, des données de contrôle d’ouverture de la vanne de sortie (4a) et/ou de la vanne d’injection (4b).
19. Dispositif (10) selon la revendication 18, caractérisé en ce que le dispositif (20) optique est disposé au niveau de différents puits de forage.
20. Dispositif (10) selon la revendication 18 ou 19, caractérisé en ce qu’il est configuré pour contrôler des vannes de sortie (4a) et/ou d’injection (4b) de plusieurs puits de forage.
21 . Dispositif (10) selon la revendication 18, caractérisé en ce que le dispositif optique (20) comporte une source (21 ) de lumière, au moins un contrôleur de polarisation (22), au moins un circulateur (26) et au moins un détecteur (24).
22. Dispositif (10) selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le circulateur (26) est configuré pour collecter la rétrodiffusion issue de la fibre optique (5), par exemple la rétrodiffusion de Rayleigh.
23. Dispositif (10) selon la revendication 21 , caractérisé en ce que le détecteur (24) est configuré pour détecter le signal lumineux rétrodiffusé et pour transformer le signal lumineux en signal numérique et de préférence en deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.
24. Dispositif (10) selon la revendication 23, caractérisé en ce que le détecteur (24) est configuré pour détecter un premier signal lumineux puis un second signal lumineux selon leur champ électromagnétique.
25. Dispositif (10) selon la revendication 18, caractérisé en ce que le dispositif (20) optique comprend un séparateur (23) polarisé, ledit séparateur (23) polarisé est configuré pour diviser et séparer le faisceau lumineux comprenant les champs « P » et « S » en deux signaux comportant chacun une polarisation orthogonale à la polarisation de l’autre signal de façon à diviser le faisceau lumineux issu de la fibre optique en un faisceau lumineux comprenant le champ « P » et en un faisceau lumineux comprenant le champ « S ».
26. Dispositif (10) selon la revendication 21 , caractérisé en ce que le détecteur (24) peut comprendre au moins un module de détection (24a) de préférence deux modules de détection (24a) configurés pour transformer et convertir le signal lumineux en deux signaux électriques ; lesdits signaux électriques étant dirigés vers un module de numérisation (24b) configuré pour transformer et convertir les deux signaux électriques en deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales
27. Système d’amélioration de l’exploitation d’un puits (1 ) de forage, ledit puits (1 ) de
forage comportant un tube (2) de forage dans lequel circule un fluide (3) et une fibre (5) optique positionnée à l’extérieur du tube (2) de forage, la circulation dudit fluide (3) étant apte à être contrôlée au moins en partie par au moins une vanne (4) d’injection et/ou de sortie, ledit système comportant un dispositif (10) pour l’amélioration de l’exploitation d’un puits (1 ) de forage selon la revendication 1 1 , et un dispositif (40) de régulation configuré pour contrôler l’ouverture de la vanne (4) d’injection et/ou de sortie en fonction des données de contrôle d’ouverture générées.
28. Système d’amélioration de l’exploitation d’un puits (1 ) de forage selon la revendication 27, caractérisé en ce qu’il comprend une pluralité de dispositifs (20) optique, chacun en lien avec un puits de forage d’une pluralité de puits de forage.
29. Système selon la revendication 27 ou 28, caractérisé en ce qu’il contrôle des vannes d’injection et/ou de sortie de plusieurs puits de forage.
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