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La présente invention concerne une méthode et un
dispositif pour effectuer des diagraphies de production en puits
éruptif notamment inclinés ou horizontaux.
Il convient de souligner au préalable le rôle primordial
que pourraient jouer les diagraphies de production dans la stratégie
d'exploitation d'un puits pétrolier notamment horizontal ou fortement
incliné, si elles pouvaient être réalisées correctement. En effet, on
admet généralement qu'un puits horizontal est susceptible de remplacer
plusieurs puits verticaux (en général deux à quatre) et ceci à la fois
du point de vue de la production qu'ils peuvent fournir (augmentation
de l'indice de production) et de celui de la récupération
(augmentation de l'aire de drainage et diminution des problèmes de
formation d'un cône d'eau ou "coning").
Or, si ce double avantage reconnu au puits horizontal est
valable dans le cas d'un réservoir homogène, il peut ne pas en être de
même dans le cas beaucoup plus fréquent de réservoirs hétérogènes. En
effet, du fait de la présence d'hétérogénéités, la production globale
du puits peut devenir non rentable à cause d'une venue d'eau qui peut
être caractérisée par un rapport de "water-cut" (Quantité
d'eau/Quantité de Liquide) ou d'un rapport gaz/huile, généralement
désigné en anglais par "Gas Oil Ratio" (GOR) trop important. Cette ",
production peut devoir être réduite, par exemple pour limiter le GOR à
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_ 2 _
une valeur admissible, alors mëme que ce problème de production peut
ne provenir que d'une zone Limitée du drain. Même si ce type de
problèmes ne conduit pas à condamner systématiquement L'utilisation
des puits horizontaux sur ce type de gisement, il est clair que le
puits horizontal n'offre pas ici toute la souplesse que Le producteur
pourrait souhaiter pour optimiser l'exploitation du champ. Par
ailleurs, il faut noter que l'ensemble de puits verticaux qui
pourraient être substitués au puits horizontal offrirait plus de
possibilités, le puits vertical drainant la partie du réservoir
responsable du problème de production pouvant être aisément fermé
sans nuire à la production des autres puits.
Le moyen de contourner ce problème est évidemment
l'utilisation d'une complétion sélective dans le drain horizontal,
permettant soit de moduler La production zone par zone, soit de fermer
la zone du drain présentant un problème.
L'utilisation d'une complétion sélective peut être conçue
à deux étapes différentes de La vie d'un puits . soit immédiatement
après le forage du puits, soit ultérieurement, au moment où la
nécessité de son utilisation apparaît.
Dans le premier cas, il est clair que la décision
d'utiliser une complétion sélective est délicate et ceci pour
plusieurs raisons
- il convient tout d'abord de justifier a priori L'investissement
supplémentaire que représentent les équipements de complétion
sélective.
- il faut ensuite définir les zones à individualiser à partir d'une
description statique du réservoir.
La décision différée présente l'avantage d'être prise en
connaissance de cause . l'investissement supplémentaire ne sera
réalisé que sur les puits qui le nécessitent et seulement au moment où
cela devient nécessaire. Dans la plupart des cas, il ne sera même
réalisé qu'après la période d'amortissement du puits. On peut, par
ailleurs, penser pouvoir définir plus facilement les zones à isoler si
on posséde en plus des données dynamiques sur le réservoir, notamment
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par L'utilisation de diagraphies de production.
L'intervention peut, par contre, être rendue difficile,
voire impossible, du fait de La complétion provisoire qui aura été
utilisée pendant La première phase d'exploitation du puits, par
exemple par utilisation d'un tube perforé non cimenté (généralement
dénommé "Liner pré-perforé" par les spécialistes>.
D'autre part, ce mode de production G ère phase non
sélective, 2ème phase sélective) peut, dans certains cas, ëtre La
cause d'une diminution de la récupération ultime.
La première solution (sélectivité dès le début de la
production) paraît donc plus séduisante sur le plan technique, mais
pas nécessairement sur le plan économique. La solution qui consiste à
cimenter et à perforer un tube sur toute la longueur du drain,
solution qui autorise par la suite toute possibilité de sélectivité,
doit ëtre écartée pour des raisons de coût dans certains cas.
La meilleure solution consiste en conséquence à réaliser
la première phase de production en puits découvert (en anglais
"open-hole">, mais elle n'est pas toujours possible, du fait des
incertitudes quant à la tenue mécanique du puits.
Il en résulte que le cas de figure Le plus fréquemment
rencontré est celui des puits non cimentés.
Wuelle que soit la complétion adoptée pour le puits
horizontal, lorsqu'un problème de production de fluides indésirables
apparait, il devient important de pouvoir, d'une part, localiser la ou
les zones éventuellement responsables de cette production, d'autre
part, évaluer le potentiel du puits lorsque ces zones seront fermées.
Seules des diagraphies de production peuvent fournir les
réponses nécessaires. Or, il se trouve que leur mise en oeuvre se ...
heurte à des difficultés dues d'une part à l'horizontalité, d'autre
part au mode de complétion. '
Parmi, tous les modes de complétion sélective possibles
(cimentation totale ou partielle, packers de formation), ou non
sélective (open-hole, liner préperforé>, le cas du tube perforé est
celui qui cumule l'ensemble des difficultés. C'est celui qui sera
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considéré par la suite.
La présente invention concerne le cas où le puits est
éruptif et n'a pas besoin d'être activé pour produire.
La présente invention peut également être appliquée au
puits verticaux.
Le but essentiel d'une diagraphie de production est de
fournir le profil de débit de chaque phase le long du drain. Ce
résultat est obtenu par la réalisation et l'interprétation d'une ou de
plusieurs mesures de débit. Selon la présente invention, il est
possible d'effectuer ces mesures en surface et non plus directement au
fond du puits.
Dans le présent texte, lorsque l'on effectue sur un
écoulement des mesures à l'aide des moyens de mesure, on dira que ces
derniers traitent L'écoulement.
Ces moyens de mesure peuvent par exemple réaliser des
mesures de débits sur un effluent dans son ensemble ou, le cas échéant,
des différentes phases de cet effluent, éventuellement en effectuant
une séparation de ces phases.
Selon la présente invention on utilise un tubage,
généralement désigné en anglais par "tubing" pour descendre des moyens
d'étanchéité.
Si la mise en oeuvre du système selon la présente
invention peut paraitre a priori plus lourde et plus complexe que
celle d'une diagraphie de production classique, il convient de
remarquer que, d'une part, une telle diagraphie classique ne peut pas
offrir suffisamment de précision et que, d'autre part, ces mesures
n'interviendront que Lorsqu'une intervention sélective (complétion
sélective ou traitement sélectif) deviendra nécessaire et imposera de
toute façon un déséquipement du puits.
La mise en oeuvre d'une diagraphie de production à l'aide
de tubings suppose pour en simplifier L'interprétation que la
répartition des pressions dans le drain n'est pas trop modifiée par la
position du train de tubage (tubing> dans le drain, c'est-à-dire que
les pertes de charge dans l'annulaire compris entre le tubage (tubing)
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et le tube perforé sont négligeables. Ce point peut-être
vérifié en cours de mesures pas l'utilisation d'un ou de
capteurs) de pression évaluant la perte de charge dans
l'annulaire.
Selon la présente invention, le puits étant
éruptif, le tubage n'est pas équipé de pompe d'activation du
puits.
Ainsi, la présente invention concerne un procédé
pour effectuer des diagraphies de production dans un puits
éruptif. Le procédé comprend les étapes suivantes:
(a) placer un tube perforé dans une zone productrice,
sans cimenter le tube, afin de dëfinir un espace
annulaire entre le tube et un tubage;
(b) positionner des moyens d'étanchéité entre le tube
et le tubage de façon à séparer le tube entre une
partie amont et une partie aval de part et d' autre
des moyens d'étanchéité
(c) effectuer des mesures sur au moins une partie des
effluents provenant de la partie amont et de la
partie aval;
(d) surveiller la différence de pression dans le tube
d'un côté à l'autre des moyens d'étanchéité
(e) régler la pression différentielle de façon à
contrôler les écoulements des effluents produits
entre la partie amont et la partie aval;
(f) préparer des diagraphies basées sur les valeurs
mesurées et sur la différence de pression.
On peut traiter en surface les écoulements par les
moyens de mesure. Ces moyens de mesure peuvent être des
débimètres.
Les moyens de mesure peuvent traiter une partie au
moins ou sensiblement l'ensemble de l'écoulement amont.
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5a
Les moyens de mesure peuvent traiter une partie au
moins ou sensiblement l'ensemble de l'écoulement aval.
On peut contrôler à partir de la surface ladite
différence de pression existant dans le puits de production
de part et d'autre desdits moyens d'étanchéité.
Dans le cas où les mesures de débits de l'écoulement
aval et/ou amont sont effectués dans le puits, on pourra
effectuer des bilans de conservation par comparaison avec la
mesure du débit total en surface.
La présente invention concerne également un
dispositif pour effectuer des diagraphies de production dans
un puits éruptif. Ce dispositif comporte:
- un tube perforé placé dans une zone productrice,
non-cimenté dans la zone, définissant une région
annulaire entre les parois du puits et le tube;
- des moyens pour positionner des moyens d'étanchéité
entre le tube afin de le diviser entre une partie
amont et une partie aval de part et d'autre des
moyens d'étanchéité;
- des moyens pour effectuer des mesures sur des
effluents provenant d'au moins une des partie amont
et partie aval;
- des moyens pour surveiller la différence de
pression dans le tube d'un côté à l'autre des
moyens d'étanchéité;
- des moyens pour régler la pression différentielle
de façon à contrôler les écoulements des effluents
produits entre la partie amont et la partie aval;
- des moyens pour préparer des diagraphies basées sur
les valeurs mesurées et sur la différence de
pression.
Les moyens de mesure peuvent être situés en
surface.
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Les moyens de contrôle peuvent comporter des moyens de
mesure des pressions ou des différences de pression de part et d'autre
desdits moyens d'étanchéité.
Les moyens de contrôle peuvent comporter en surface des
moyens de réglage de la différence de pression régnant de part et
d'autre desdits moyens d'étanchéité.
Les moyens de mesure de pression peuvent mesurer la
différence de pression et L'une au moins des pressions amont ou aval
régnant de part et d'autre desdits moyens d'étanchéité.
Les moyens d'étanchéité peuvent être fixés à une extrémité
d'un tubage, l'autre extrémité du tubage débouchant en surface.
L'écoulement provenant essentiellement de l'amont des
moyens d'étanchéité peut être acheminé en surface par le tubage.
L'écoulement provenant de l'aval des moyens d'étanchéité
peut être acheminé en surface par la zone annulaire définie par les
parois du puits et Les parois extérieures du tubage.
Le tubage peut comporter des moyens d'obturation.
Le tubage peut comporter un raccord à entrée latérale pour
câble.
zp La transmission d'informations entre le puits et la
surface peut s'effectuer par câble électrique ou par ondes
électromagnétiques.
La présente invention concerne également l'application du
procédé ou du dispositif décrits précédemment à un puits horizontal ou
incliné.
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages ,
apparaîtront plus clairement à la description qui suit d'exemples
particuliers nullement limitatifs illustrés par les figures ci-jointes
en annexe parmi lesquelles
- la figure 1 représente un mode de réalisation du dispositif selon
l'invention lors de sa mise en place,
- la figure 2 illustre ce mode de réalisation une fois le dispositif
en place,
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- la figure 3 montre de manière schématique Les moyens de contrôle de
La différence de pression.
La figure 1 représente un puits de production 1 dans
lequel on souhaite effectuer des mesures de caractéristiques
d'écoulement de fluide liées à la formation Le long de La partie du
puits en production, ces mesures devant rendre compte de variation de
certaines caractéristiques entre différents points de la zone de
production du puits 1. Ce puits comporte une partie sensiblement
verticale non représentée et une partie 3, sensiblement horizontale ou
inclinée par rapport à la verticale, dans Laquelle est réalisée en
fonctionnement normal la production pétrolière.
Cette zone de production comporte un tube 4 perforé sur au
moins une partie de sa longueur. C'est à travers les perforations que
s'effectuent en cours de production les écoulements de fluide en
provenance de La formation géologique 5.
La présente invention propose d'obtenir des informations
sur ces écoulements et cela d'une manière différenciée pour plusieurs
endroits de La partie de production du puits.
De telles informations peuvent être le débit, ou la
composition du mélange produit. La présente invention peut permettre
notamment de connaitre le débit en fonction de l'abscisse curviligne
le long de drain de production. Ainsi, par exemple, il est possible de
déterminer les portions du drain pour lesquelles on produit
essentiellement de l'eau et d'intervenir sur ces portions.
La référence 6 désigne le cuvelage du puits dans la zone
de non production et la référence 7 Le sabot à L'extrémité du
cuvelage.
Selon la présente invention on descend dans le puits un
tubage 8 comportant des moyens d'étanchéité 9.
Il est recommandé d'utiliser des protecteurs ou centreurs
11 dans la partie déviée et horizontale du puits.
La référence 12 désigne La partie annulaire entre le
tube 4 et le tubage 8 (Fig. 2>. C'est dans cette zone que sont situés
des protecteurs 11.
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Le tube 4 peut ëtre cimenté (comme représenté à la figure
1> ou non (figure 2>.
Dans Le cas des figures 1 et 2, Les informations provenant
de capteurs de pressions 10A, 10B, sont transmises en surface par un
câble électrique 14 situé en partie dans Le tubage 8, ainsi que dans
La zone annulaire 23 située entre le tubage et le cuvelage 6 sur une
partie de la longueur du tubage. Cette disposition permet de réaliser
en surface la connexion électrique entre le moteur et Le câble. Le
câble électrique 14 est déroulé en surface au fur et à mesure de
l'assemblage des éléments qui constituent Le tubage 8. Cet assemblage
s'accompagne d'une pénétration de plus en plus grande des moyens
d'étanchéité dans le puits.
Le tubage 8 est étanche sur sa longueur courante
relativement à L'espace annulaire 12. Le fluide qui pénètre dans Le
tubage est celui qui pénètre à l'intérieur des moyens d'étanchéité 9
qui sont creux et comportent un canal d'écoulement en leur sein.
Les moyens d'étanchéité 9 sont traversés par l'écoulement
des fluides provenant de l'amont du puits en considérant le sens de
l'écoulement du fluide provenant essentiellement de la partie amont 18
et se dirigeant vers l'entrée 15 des moyens d'étanchéité 9.
La référence 21 désigne un connecteur. La référence 22
désigne un raccord à entrée latérale permettant le passage du câble 14
dans l'espace annulaire 23 du puits. Cette solution permet de réduire
et dans certains cas de supprimer le cheminement du câble dans
l'espace annulaire de la partie déviée ou horizontale du puits.
La mise en place du câble 14 et sa connexion au connecteur
de fond se font de manière classique.
En tête de puits, le tubage 8 traverse un presse-étoupe 16
et comporte une vanne 19 permettant de contrôler Les débits passant
dans le tubage. La tête de puits comporte un système à entrée Latérale
31 permettant Le passage du câble 14 vers l'extérieur, ainsi que les
moyens de mesure de pression et éventuellement de contrôle de la
différence de pression.
La tête de puits comporte une canalisation 32 permettant
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d'acheminer l'écoulement provenant de la zone annulaire 12, 13 et 23.
Cette canalisation comporte une vanne 33 permettant de contrôler le
débit des écoulements dans la zone annulaire.
La descente des moyens d'étanchéité et du tubage dans le
puits éruptif peut se faire alors que celui-ci est plein de saumure
dont la densité est telle que le puits ne peut pas produire. Ceci est
représenté à la figure 1. /
Avant que les moyens d'étanchéité ne pénètrent dans la
partie non perforée 34 du tube perforé 4, on provoque la circulation
de fluide à travers le tubage et l'annulaire de manière à éliminer la
saumure et rendre le puits éruptif. Bien entendu, lorsque cette
opération est entreprise, la tête de puits est équipée du
presse-étoupe 16 (BOP) et du système à entrée latérale.
Afin de permettre la descente du tubage 8 et des moyens
d'étanchéité 9, alors que le puits est éruptif, on utilise un moyen
d'obturation tel une vanne 35 placée au-dessus du racccord à entrée
Latérale. Cette vanne peut être commandée par un câble selon la
technique du travail au câble (Wire Line) ou éventuellement par un
câble électrique, notamment par le câble 14. Dans ce dernier cas, elle
pourra être située en dessous du connecteur 21.
Ainsi, chaque fois que l'on désire ajouter ou retirer un
élément au tubage, on ferme la vanne 35, on retire la vanne 19, on
ajoute ou on retire l'élément de tubage, on replace la vanne 19 et on
ouvre la vanne 35.
On peut de cette façon, placer les moyens d'étanchéité à
l'endroit souhaité dans le tube perforé. Selon la présente invention,
lors des mesures de débits, les moyens d'étanchéité sont immobiles
dans le puits.
Lorsque le puits produit et les vannes 19, 33 et 35 sont
ouvertes, le fluide provenant essentiellement de la partie aval 17 et
essentiellement de la partie amont 18, considérées dans le sens de
l'écoulement relativement aux moyens d'étanchéité 9 sont transférés en
surface respectivement par la zone annulaire et le tubage.
Le fluide en provenance de la partie aval 17 parvient à la
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pompe par des ouvertures 36 du tube perforé et le fluide provenant de
la partie amont 18 passe par Les moyens d'étanchéité. Ainsi, l'on
obtient une mesure sélective des débits en surface. Il suffit alors de
déplacer les moyens d'étanchéité en ajoutant ou en retirant un certain
nombre d'éléments du tubage pour atteindre un nouvel emplacement de
mesure et d'effectuer des mesures.
L'établissement de bilan notamment de débit permet de
connaître L'évolution de certaines caractéristiques le long du drain
de production. Ainsi, il est possible de connaître en fonction de
L'abscisse curviligne du drain le débit Local de la formation et sa
composition en eau, gaz, huile....
Selon la présente invention, on peut obtenir une
indication qualitative d'une circulation derrière le tube perforé en
faisant varier et en mesurant la pression différentielle de part et
d'autre du dispositif d'étanchéité.
Cette mesure fournit en fait le sens de la fuite derrière
Le liner, mais ne peut donner aucune indication sur la valeur de débit
de fuite. On peut cependant admettre que ce débit de fuite est
proportionnel à cette différence de pression WF = 0(D p . Il sera donc
nul si la pression différentielle ~ p est nulle.
Sur la figure 2, les références 10A et 108 désignent des
capteurs de pression absolues, relatives ou différentielles, qui sont
connectés au boitier électronique de contrôle 37 par des lignes 38.
L'utilisation des vannes 19 et 33 permet de faire varier
les pertes de charge dans l'un des deux circuits formés, soit par La
zone annulaire (circuit aval), soit par le tubage (circuit amont) et
permet de minimiser l'erreur due au débit de fuite en ajustant La
pression différentielle à zéro.
Les caractéristiques de la fuite derrière le tube perforé
pourraient être évaluées de la manière suivante
- positionnement de l'ensemble dans le drain.
- réglage du débit total de la pompe à un débit
- mesure des débits amont et aval et de La pression après avoir ajusté
la pression différentielle à une valeur nulle.
~_ E
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4T aav + aam
- fermeture complète de la vanne 33.
- ajustement du débit du puits par la vanne 19 de façon à obtenir la
même pression dans la partie amont du drain.
Nouveau débit 4'T - Q'am . Mesure de la pression différentielle d P
- la caractéristique de la fuite est alors déterminée par
Q'am - Qam
...
Par ailleurs, on peut chercher, par un réglage particulier
des vannes 19 et 33, à provoquer une différence de pression
artificielle de part et d'autre des moyens d'étanchéité et déterminer
la fuite à partir des mesures, notamment des pressions et des débits
amont et aval.
~ Sur la figure 3, le boitier électronique 37 peut effectuer
les mesures de débit grâce à des capteurs 39 et 44 qui lui sont
connectés respectivement par les lignes 40 et 41.
Le boitier de contrôle 37 peut alors commander par Les
lignes 42 et 43 les vannes 19 et 33 pour atteindre un débit total ou
sur l'un des deux circuits égal à un débit prédéterminé.
Il a été décrit jusqu'à présent la transmission des
informations à partir du fond du puits par câble électrique.
On ne sortira pas du cadre de la présente invention en
utilisant une transmission par onde électromagnétique tel que décrit
dans l'article de MM. P. de GAUQUE et R. GRUDZINSKI intitulé
"Propagation of Electromagnetic Waves along a Drillstring of Finite
conductivity" paru dans la revue SPE Drilling Engineering de Juin
1987. De même on ne sortira pas du cadre de la présente invention en
combinant certains de ces différents moyens de transmission.
