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CA 02282875 1999-09-20
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MÉTHODE DE CONDUITE D'UN PUITS DE PRODUCTION
D'HYDROCARBURES ACTIVE PAR INJECTION DE GAZ.
DESCRIPTION
DOMAINE TECHNIQUE
La présente invention concerne une méthode de conduite d'un puits de
production d'hydrocarbures liquides et gazeux, activé par injection de gaz à
partir
1 o d'une source de gaz sous pression, les hydrocarbures produits étant
traités dans une
unité de traitement aval, alimentée par le puits.
ETAT DE LA TECHNIQUE ANTERIEURE
Le document GB 2 252 797 décrit un procédé de contrôle du débit de
production d'un puits pétrolier, puits qui comprend une colonne de production
d'hydrocarbures menant à une tête de puits, et définissant avec la paroi du
puits un
espace annulaire, la colonne étant munie d'au moins une vanne d'entrée de gaz
en
communication avec une source de gaz sous pression par l'intermédiaire d'une
vanne de contrôle qui permet de contrôler le débit de gaz vers (intérieur de
la
2 o colonne de production et d'une duse de sortie permettant de maîtriser
(écoulement
des hydrocarbures dans la colonne de production, le procédé consistant à
contrôler
la vanne de contrôle et la duse de sortie en fonction des mesures de
température et
de pression prises à la surface et dans l'espace annulaire et en fonction de
mesure
de pression et de débit du gaz émanant de la source.
Le document EP 0 756 065 décrit un système pour contrôler la production
d'hydrocarbures au travers d'une canalisation de sortie qui prolonge un puits
de
production activé par injection de gaz.
Ce système comprend
- une duse de sortie pour contrôler le débit d'hydrocarbures au travers de la
canalisation de sortie et,
3 0 - un module de contrôle pour contrôler dynamiquement l'ouverture de la
duse de
sortie.
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la
Le module de contrôle assure le contrSle dynamique de l'ouverture de la
duse en fonction des variations de la pression dans la canalisation
d'injection de gaz.
Selon un mode particulier de réalisation, le module de contr8le comprend
un algorithme PID qui stabilise et minimise la pression dans la canalisation
d'injection de gaz à partit de la pression dans cette canalisation mesurée au
moyen
d'un capteur utilisée comme signal d'entrée et délivre en sortie un signal de
position
dE
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Cette méthode et ce dispositif ne permettent pas de contr8ler
efficacement la production des hydrocarbures quand se forme un bouchon de gaz
à
la mise en production du puits consécutif à l'ouverture de la duse de sortie,
ni
lorsque se forme un bouchon de liquide au début de la remontée du gaz injecté,
en
particulier lorsque la pression du gaz injecté est très élevée.
Ces bouchons ont pour effet d'amorcer des perturbations, notamment
cycliques, de la production des hydrocarbures qui se traduisent par une
alimentation
irrégulière des unités aval de traitement des hydrocarbures, telles que les
unités de
séparation liquides / gaz, recompression et traitement du gaz.
Cette alimentation irrégulière des unités aval de traitement des
hydrocarbures ayant pour conséquences, entre autres, une réduction de la
quantité
de gaz disponible pour l'activation du puits et une augmentation des risques
de
déclenchement qui se traduisent par une réduction de la production.
Une autre conséquence de ces perturbations est une accentuation de
l'usure de la liaison couche trou, en particulier dans les puits avec des
réservoirs
inconsolidés, ce qui conduit à des venues de sable qui nécessitent un
équipement
de contrôle de sable et des restaurations des puits endommagés fréquentes et
coûteuses.
Ces méthodes ne permettent pas non plus de produire de manière stable
optimale après la phase de démarrage avec un débit de gaz minimal, ni de
compenser efficacement les perturbations résultant des comportements
aléatoires
du réservoir, ni les défaillances des équipements de fa colonne, ni de mettre
en
production le puits efficacement lorsque la disponibilité en gaz est réduite.
La présente invention a justement pour objet de palier ces inconvénients.
A cette fin elle propose un méthode de conduite d'un puits de production
d'hydrocarbures liquides et gazeux, activé par injection de gaz, lequel puits
comprend au moins une colonne de production à l'intérieur d'un cuvelage,
définissant avec ledit cuvelage un espace annulaire relié par une canalisation
d'injection de gaz, à travers une vanne de contrôle, à une source de gaz sous
pression, ladite colonne de production étant munie d'au moins une vanne
d'entrée
de gaz et prolongée par une canalisation de sortie munie d'une duse de sortie
à
ouverture réglable, méthode caractérisée en ce que la vanne de contrôle et la
duse
de sortie étant fermées elle comporte une phase de démarrage qui consiste à
dérouler les étapes suivantes
- une étape d'initiation de la production d'hydrocarbures consistant
à comparer la pression aval de la vanne de contrôle à deux seuils PCH1
et PCH2 prédéterminés, PCH2 étant supérieur à PCH1 et,
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a) si cette pression est inférieure au seuil PCH1 à ouvrir la vanne de
contrôle pour injecter du gaz dans t'espace annulaire à un débit Q1
prédéterminé,
b) si cette pression est comprise entre les seuils PCH1 et PCH2, à ouvrir
la vanne de contrôle pour injecter du gaz dans l'espace annulaire à un
débit Q2 prédéterminé supérieur à Q1,
c) et quand cette pression atteint le seuil PCH2, à ajuster le débit de gaz
injecté dans l'espace annulaire à une valeur Q3 prédéterminée
supérieure à Q1,:à ouvrir progressivement la duse jusqu'à une valeur
prédéterminée pour atteindre un débit minimal prédéterminé des
hydrocarbures produits,
- une étape de mise en régime de production consistant à exécuter les
opérations suivantes
. à comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil T1 prédéterminé et
si ledit débit dépasse ledit seuil de façon continue pendant une durée
prédéterminée D1, à augmenter l'ouverture de duse jusqu'à une valeur
prédéterminée et sinon à réitérer la comparaison,
. à attendre pendant un intervalle de temps prédéterminé pour permettre au
débit minimal d'hydrocarbures de s'établir,
. à comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil T2 supérieur à T1
et la pression amont duse à un seuil P1 prédéterminé et si ledit débit et
ladite pression dépassent simultanément lesdits seuils de façon continue
pendant la durée D1, à terminer la phase de démarrage et sinon à réitérer
la comparaison.
Selon une autre caractéristique de l'invention, l'étape de mise en régime
de la phase de démarrage consiste en plus à exécuter périodiquement les
opérations suivantes
- calculer la dérivée par rapport au temps de la pression aval de la vanne de
contrôle,
- comparer cette dérivée à un seuil négatif et à un seuil positif
prédéterminés
et
si la dérivée de la pression est inférieure au seuil négatif, à augmenter le
débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée,
si la dérivée de la pression est supérieure au seuil positif, à diminuer le
débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée.
Selon une autre caractéristique de l'invention; la phase de démarrage est
suivie d'une phase de production consistant à exécuter parallèlement les
opérations
suivantes
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- comparer le débit d'hydrocarbures produits à quatre seuils SR1, SR2, SR3 et
SR4 prédéterminés, SR2 étant supérieur à SR1, SR4 étant supérieur à SR3
et
~ si le débit d'hydrocarbures produits est inférieur à SR1 et si le débit de
gaz
injecté est inférieur à un seuil prédéterminé, à augmenter ledit débit d'une
quantité prédéterminée,
~ si le débit d'hydrocarbures produits est supérieur à SR2 et si le débit de
gaz injecté est supérieur à un seuil prédéterminé, à diminuer ledit débit
d'une quantité prédéterminée,
. si le débit d'hydrocarbures produits est inférieur à SR3 et si l'ouverture
de
la Buse de sortie est inférieure à un seuil prédéterminé, à augmenter
l'ouverture de ladite duse d'une quantité prédéterminée
si le débit d'hydrocarbures produits est supérieur à SR4 et si l'ouverture
de la duse de sortie est supérieure à un seuil prédéterminé, à réduire
l'ouverture de ladite duse d'une quantité prédéterminée,
réitérer la comparaison précédente,
- comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil prédéterminé et si
ledit
débit est inférieur au dit seuil, à reprendre la phase de démarrage.
Selon une autre caractéristique de l'invention, la phase de production
consiste à exécuter en plus, périodiquement les opérations suivantes
- calculer la dérivée par rapport au temps de la pression aval de la vanne de
contrôle,
- comparer cette dérivée à un seuil négatif et à un seuil positif
prédéterminés
et
. si la dérivée de la pression est inférieure au seuil négatif, à augmenter le
débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée,
. si la dérivée de la pression est supérieure au seuil positif, à diminuer le
débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée.
Selon une autre caractéristique de l'invention, le débit d'hydrocarbures
produits est mesuré au moyen d'un débitmètre monté sur la canalisation de
sortie en
amont de la duse de sortie.
Selon une autre caractéristique de l'invention, le débit d'hydrocarbures
produits est estimé à partir de la mesure de la température des hydrocarbures
produits en amont de la duse de sortie.
Selon une dernière caractéristique de l'invention, 1e débit d'hydrocarbures
produits est estimé à partir de la différence de pression à travers la duse de
sortie et
l'ouverture de ladite duse.
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BREVE DESCRIPTION DES DESSINS
L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description suivante
donnée à titre d'exemple, en référence aux dessins annexés dans lesquels
5 - la figure 1 représente un puits de production d'hydrocarbures activé
par injection de gaz comportant une seule colonne de production,
- la figure 2 représente un puits de production d'hydrocarbures activé
par injection de gaz comportant deux colonnes de production,
- la figure 3 représente deux puits de production d'hydrocarbures
activés par injection de gaz dont le débit est réglé par une seule vanne de
contrôle.
EXPOSE DETAILLE DE L'INVENTION
D'une manière générale la méthode de l'invention est utilisée pour
conduire un puits de production d'hydrocarbures activé par injection de gaz à
partir
d'une source de gaz sous pression, lequel puits alimente des unités aval de
traitement desdits hydrocarbures.
La figure 1 représente un puits 1 de production d'hydrocarbures sous
forme d'un mélange de liquide et de gaz qui comprend
- une colonne 2 de production,
- un cuvelage 3 entourant la colonne 2,
- un espace 4 annulaire défini par la colonne 2 et le cuvelage 3,
- une source 7 de gaz sous pression,
- une pluralité de vannes 8 d'entrées de gaz dans la colonne 2 à partir de
l'espace 4 annulaire,
- des unités 14 de traitement aval,
- une canalisation 5 d'injection de gaz dans l'espace 4 annulaire reliée à la
source 7 de gaz au travers d'une vanne 6 de contrôle,
- une canalisation 23 de sortie des hydrocarbures produits reliant la partie
supérieure de la colonne 2 aux unités 14 de traitement aval au travers d'une
duse 9 de sortie à ouverture réglable,
- un capteur 10 de mesure de la température en amont de la duse 9, qui
délivre un signal électronique représentatif de cette température,
- un capteur 11 de pression en amont de la duse 9, qui délivre un signal
électronique représentatif de cette pression,
- un capteur 12 de pression aval de la vanne 6 de contrôle, qui délivre un
signal électronique représentatif de cette pression,
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- un capteur 13 de débit de gaz injecté, placé en amont de la vanne 6 de
contrôle, qui délivre un signal électronique représentatif de ce débit,
- un automate 21 programmable muni d'entrées 17,18,19 et 20 qui reçoivent
respectivement les signaux électroniques délivrés par les capteurs 11, 10, 13
et 12, et de sorties 15 et 16 qui délivrent respectivement des signaux de
commande de la duse 9 de sortie et de la vanne 6 de contrôle,
- des moyens 22 de dialogue opérateurlautomate 21.
L'automate 21 comporte en plus non représenté sur la figure 1 une
mémoire préalablement chargée par un programme de contrôle et par les données
nécessaires à la conduite du puits producteur d'hydrocarbures, notamment
toutes
les valeurs prédéterminées des variables de réglage. Ces données sont
introduites
préalablement par un opérateur à partir des moyens 22 de dialogue
opérateur/automate et sont modifiables en cours de production par les mêmes
moyens.
Certaines de ces données peuvent être introduites par un calculateur
d'aide à la conduite, non représenté sur la figure 1.
L'automate 21 assure l'asservissement du débit de gaz injecté mesuré au
moyen du capteur 13, à une valeur de consigne déterminée selon le programme de
contrôle, les valeurs des variables de réglage et en fonction des signaux
délivrés par
les capteurs 10, 11, 12 et 13, par action sur la vanne 6 de contrôle.
Avant la mise en service du dispositif de transfert d'hydrocarbures la duse
9 de sortie et la vanne 6 de contrôle sont fermées.
La méthode de l'invention comporte une phase de démarrage du dispositif
de transport comportant deux étapes. La première étape est une étape
d'initiation de
la production d'hydrocarbures, au cours de laquelle l'automate 21 compare la
pression en aval de la vanne 6 de contrôle, mesurée au moyen du capteur 12, à
deux seuils PCH1 et PCH2 prédéterminés à partir des caractéristique des vannes
8
d'entrée de gaz, par exemple PCH1 égal à 20% de la pression et PCH2 égal 95%
de
la pression nominale de la source 7 de gaz.
Si cette pression est inférieure au seuil PCH1, cela signifie que la
pression dans l'espace 4 annulaire est telle qu'il y a un risque d'endommager
les
vannes 8 d'entrées de gaz. Pour supprimer ce risque la pression dans l'espace
4
annulaire doit ëtre augmentée très progressivement.
Pour cela, l'automate 21 délivre sur la sortie 15 un signal d'ouverture de la
vanne 6 de contrôle jusqu'à atteindre un débit de gaz injecté Q1 prédéterminé
en
fonction du volume de l'espace 4 annulaire, par exemple 2% du débit de gaz
injecté
pour lequel le puits a été dimensionné.
Si cette pression est comprise entre les seuils PCH1 et PCH2 cela signifie
que la pression est insuffisante pour que l'injection par les vannes 8 puisse
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commencer. Dans ce cas, l'automate 21 délivre sur la sortie 15 un signal
d'ouverture
de la vanne 6 de contrôle pour assurer un débit de gaz injecté Q2 supérieur à
Q1
prédéterminé en fonction des disponibilités en gaz de la source 7, par exemple
10%
du débit pour lequel le puits a été dimensionné.
Quand cette pression atteint le seuil PCH2, l'automate 21 délivre sur la
sortie 15 un signal d'ouverture de la vanne 6 de contrôle pour assurer un
débit de
gaz injecté Q3 supérieur à Q1 prédéterminé en fonction des caractéristiques
des
vannes 8, par exemple 20% du débit pour lequel le puits a été dimensionné.
Ensuite l'automate ouvre progressivement la Buse 9 jusqu'à une valeur
prédéterminée de manière à atteindre un débit minimal prédéterminé
d'hydrocarbures produits, par exemple 25% du débit pour lequel le puits a été
dimensionné.
L'étape d'initiation de la production d'hydrocarbures étant ainsi terminée,
la phase de démarrage se poursuit par le déroulement d'une étape de mise en
régime de production au cours de laquelle l'automate exécute les opérations
suivantes.
II estime le débit d'hydrocarbures produits, à partir de la mesure de leur
température fournie par le capteur 10, par application de la formule suivante
Q=QO+~, T-To
dans laquelle
Q représente le débit estimé des hydrocarbures produits,
Qo, To et 7~ sont des constantes caractéristiques du puits,
T est la température des hydrocarbures dans la canalisation 23 fournie
par le capteur 10
Puis compare le débit d'hydrocarbures estimé à un seuil T1 prédéterminé
représentatif du débit minimal soit par exemple 25% du débit pour lequel le
puits a
été dimensionné.
Si de manière continue, le débit estimé des hydrocarbures produits
dépasse le seuil T1 pendant une durée D1 prédéterminée par exemple 20 mn,
l'automate délivre sur la sortie 16 un signal d'ouverture de la duse (9)
jusqu'à un
valeur prédéterminée, par exemple 30% de son ouverture maximale.
Et sinon, l'automate 21 réitère la comparaison précédente.
Lorsque le débit d'hydrocarbures produits est pratiquement stabilisé, c'est
à dire après attente d'une durée prédéterminée correspondant au temps de
balayage de la colonne de production, par exemple 60 mn l'automate 21 compare
le
débit d'hydrocarbures produits estimé à partir de la mesure de la température
en
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amont de la duse 9, à un seuil T2 supérieur à T1 égal par exemple à 50% du
débit
de production pour lequel le puits a été calculé.
II compare ensuite le débit d'hydrocarbures produits estimé à partir de la
mesure de température fournie par le capteur 10, au seuil T2 et la pression
amont
de la duse 9 à un seuil P1 prédéterminé
Si simultanément, le débit estimé des hydrocarbures produits dépasse le
seuil T2 et si la pression amont de la duse 9 dépasse le seuil P1, pendant une
durée
prédéterminée par exemple 20 mn, l'automate 21 exécute les opérations de la
phase
de production.
Et si cette double condition n'est pas satisfaite l'automate 21 réitère
l'étape d'initiation de la production.
II calcule en plus périodiquement la dérivée par rapport au temps de la
pression aval de la vanne 6 de contrôle et la compare à un seuil dPC1 négatif
prédéterminé et à un seuil dPC2 positif prédéterminé.
Si cette dérivée, c'est à dire la vitesse de variation de la pression en aval
de la vanne 6, est inférieure à dPC1 qui est représentatif de la limite
acceptable de
baisse de pression annulaire, pour éviter que les vannes 8 d'entrée de gaz à
la partie
supérieure de la colonne 2 de production se ferment trop tôt et que la
pression
annulaire devienne insuffisante pour injecter du gaz par les vannes 8 de la
partie
supérieure de la colonne 2, l'automate 21 augmente le débit de gaz injecté
d'une
quantité prédéterminée, en augmentant la consigne de l'asservissement de ce
débit
qui se traduit par un signal d'ouverture de la vanne 6 délivré par l'automate
21 sur la
sortie 15.
Si cette dérivée est inférieure à dPC2 qui est représentatif de la limite
acceptable d'augmentation de la pression dans l'espace 4 annulaire, l'automate
21
diminue le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, en réduisant la
consigne de l'asservissement de ce débit qui se traduit par un signal de
fermeture de
la vanne 6 délivré par l'automate 21 sur la sortie 15.
La phase de démarrage étant ainsi terminée, la méthode de l'invention
comporte une phase de production au cours de laquelle l'automate 21 estime le
débit d'hydrocarbures produits comme ci-dessus, à partir de la mesure de
température en amont de la dose 9, puis le compare à quatre seuils SR1, SR2,
SR3
et SR4 prédéterminés en fonction du débit pour lequel le puits a été
dimensionné,
par exemple en % de ce débit : SR1 = 75%, SR2 = 90%, SR3 = 85%, SR4 = 100%.
Si le débit estimé d'hydrocarbures produits est inférieur à SR1 et si le
débit de gaz injecté est inférieur à un seuil QGS prédéterminé en fonction des
caractéristiques du puits et de ses équipements par exemple 60% du débit
maximal
de gaz pour lequel le puits a été dimensionné, l'automate 21 augmente le débit
de
gaz injecté d'une quantité prédéterminée par exemple 30% du débit maximal de
gaz
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pour lequel le puits a été dimensionné en modifiant la consigne de
l'asservissement
de ce débit.
Si le débit estimé d'hydrocarbures produits est inférieur à SR2 et si le
débit de gaz injecté est inférieur à un seuil QGI prédéterminé en fonction des
caractéristiques du puits et de ses équipements par exemple 10% du débit
maximal
de gaz pour lequel le puits a été dimensionné, l'automate 21 diminue le débit
de gaz
injecté d'une quantité prédéterminée par exemple 2% du débit maximal de gaz
pour
lequel le puits a été dimensionné en modifiant la consigne de l'asservissement
de ce
débit.
Si le débit estimé d'hydrocarbures produits est inférieur à SR3 et si
l'ouverture de la duse 9 est inférieure à un seuil prédéterminé en fonction
des
caractéristiques du puits et de ses équipements, par exemple 100% de
l'ouverture
maximale de la duse 9, l'automate 21 augmente l'ouverture de la duse 9 d'une
quantité prédéterminée par exemple 3% de l'ouverture maximale.
Si le débit estimé d'hydrocarbures produits est supérieur à SR4 et si
l'ouverture de la duse 9 est supérieure à un seuil prédéterminé en fonction
des
caractéristiques du puits et de ses équipements, par exemple 60% de
l'ouverture
maximale de la duse 9, l'automate 21 réduit l'ouverture de la duse 9 d'une
quantité
prédéterminée par exemple 3% de l'ouverture maximale.
Parallèlement l'automate 21 compare le débit estimé d'hydrocarbures
produits au seuil T1 précédemment défini, et si ce débit est inférieur à T1,
l'automate
reprend la phase de démarrage.
Grâce à l'action combinée sur la duse de sortie et sur la vanne de contrôle
de l'injection de gaz conformément à la méthode de l'invention le premier
bouchon
de gaz et le premier bouchon de liquide lors de la phase de démarrage sont
amortis
et la production d'hydrocarbures est stabilisée par une injection de gaz dans
la
colonne de production, stable et réduite au minimum.
La méthode de l'invention mise en oeuvre pour la conduite du puits de
production d'hydrocarbures décrite ci-dessus n'est pas limitée à la conduite
de ce
type de puits, elle s'applique aussi, moyennant des adaptations à la portée de
l'homme du métier de l'invention, à la conduite d'autres types de puits tels
que
- du type "double complétion" tel que celui représenté schématiquement sur la
figure 2, qui comporte dans un seul cuvelage 3 deux colonnes 32 et 33 de
production et deux Buses 34 et 35 de sortie des hydrocarbures produits, à
titre d'exemple, le débit de gaz contrôle vanne 6 de contrôle est la somme
des débits déterminés par le programme de contrôle pour chacune des
colonnes de production et la phase de démarrage d'une colonne est
suspendue jusqu'à ce que la production de l'autre colonne ait dépassé un
seuil prédéterminé,
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1~
- du type à injection axiale de gaz, dans lequel le gaz d'activation est
injecté
par une conduite disposée à l'intérieur de la colonne de production.
- du type à "alimentation en gaz commune" qui comporte une canalisation
d'injection de gaz commune à deux puits 40 et 41,
