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WO 2011/073952 PCT/1B2010/055906
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PROCEDE D'EXTRACTION D'HYDROCARBURES
La présente invention concerne un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un
réservoir et une installation d'extraction d'hydrocarbures.
Le réservoir en question est susceptible de comporter des huiles visqueuses.
De
façon conventionnelle, en reprenant les définitions de l'US Geological Survey
(Institut Géologique Américain), on appelle huile lourde (en anglais heavy
oil) une
huile dont la densité est inférieure à 22 API et la viscosité supérieure à
100cP, on
appelle huile extra-lourde (en anglais extra heavy oil) une huile dont la
densité est
inférieure à 100 API et la viscosité supérieure à 100cP, et on appelle bitume
(en
anglais tar) une huile dont la densité est comprise entre 7 API et 12 API et
dont la
viscosité est supérieure à 10 000cP.
La viscosité d'une huile varie en fonction de la pression et de la température
auxquelles elle est soumise. Ainsi, plus la température augmente et plus la
viscosité
de l'huile diminue. On appelle viscosité in situ la viscosité d'une huile aux
conditions de pression et de température rencontrées dans le réservoir.
Seules les huiles dont la viscosité in situ est suffisamment basse pourront
être
produites par pompage à froid . Ces huiles sont qualifiées d'huiles mobiles.
Au-
delà d'une certaine viscosité, et notamment pour les valeurs de viscosité
rencontrées
pour les huiles lourdes, les huiles extra-lourdes et les bitumes, d'autres
procédés
doivent être mis en oeuvre, comme les procédés thermiques qui consistent à
injecter
de la vapeur d'eau dans le réservoir. La chaleur latente de la vapeur d'eau
est cédée
au réservoir par condensation de la vapeur. L'augmentation de température du
réservoir diminue la viscosité de l'huile, et par conséquence facilite sa
mobilité dans
le réservoir.
Le SAGD (Stearn Assisted Gravity Drainage) est un procédé de récupération
thermique des huiles peu ou pas mobiles reposant sur le mécanisme de drainage
gravitaire. Applicable pour des huiles lourdes, des huiles extra-lourdes et
pour des
bitumes, le procédé SAGD utilise un ensemble de paires de puits horizontaux
répartis
relativement régulièrement dans le réservoir. Par paire de puits, on entend un
puits
injecteur de vapeur foré approximativement 5m au dessus d'un puits producteur.
Chaque puits mesure plusieurs centaines de mètre de long, et chaque paire est
espacée typiquement de 100 à 150m de la paire suivante. La vapeur est injectée
de
façon continue dans le puits supérieur (ou puits injecteur), développant une
chambre
de vapeur autour du puits injecteur. L'huile et la vapeur condensées
s'écoulent par
gravité le long des murs de la chambre de vapeur, jusqu'au puits inférieur
d'où ils
sont extraits par pompage. Pour l'extraction des bitumes, une phase initiale
de
préchauffage du réservoir par circulation de vapeur dans les deux puits est
nécessaire
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pour assurer la communication entre les deux puits. Le SAGD est notamment
décrit
dans la demande de brevet CA1130201.
L'injection de vapeur permet de réduire la viscosité des hydrocarbures, afin
d'en augmenter la mobilité pour en favoriser l'extraction. Cependant, la
pression
dans le réservoir n'étant pas suffisante pour permettre la production des
hydrocarbures, les puits peuvent être activés par des moyens de pompage, comme
par exemple des pompes volumétriques de type PCP. Une alternative classique au
pompage consiste à injecter dans le puits producteur un gaz qui provoque
l'allégement de la colonne d'huile. Un tel procédé est appelé en anglais gas
lift .
Ce procédé est décrit par exemple dans la demande de brevet FR-A-2 672 936.
Il est par ailleurs connu de piloter automatiquement les puits SAGD activés
par
pompage plutôt que par gas lift . La demande FR 0901969 du 23 avril 2009
décrit le pilotage de puits SAGD activés par pompage, la vitesse de la pompe
étant
contrôlée en fonction de la différence entre la température mesurée à l'entrée
de la
pompe d'une part, et la température de vaporisation calculée en fonction de la
pression mesurée à l'entrée de la pompe d'autre part.
Le pilotage des puits activés par gas lift pose des problèmes particuliers,
notamment l'effet de Steam Flashing . On appelle Steam Flashing la
vaporisation de l'eau par ébullition sous l'effet d'une baisse de la pression.
Ainsi, dans le puits producteur, la pression diminuant fortement en
s'approchant de la surface, les risques de steam flashing sont élevés,
notamment
lorsque le fluide garde une température élevée. Cependant, le Steam Flashing
dans
la partie supérieure du puits producteur peut être bénéfique car il participe
à
l'allégement du fluide dans le puits. Toutefois, le steam flashing étant un
phénomène qui s'entretient de lui-même, des instabilités peuvent être créées
qui se
traduisent par une production par bouchons .
La vaporisation de l'eau augmente la phase gazeuse et donc réduit le contenu
liquide dans le tubage. Dans ce cas, ou pour d'autres causes d'instabilité, la
baisse
de pression dans la partie horizontale du puits peut induire une pénétration
de la
vapeur de la chambre de vapeur directement du puits supérieur vers le puits
inférieur. Ce phénomène appelé channeling doit être évité : en effet, si
la vapeur
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passe directement du puits supérieur au puits inférieur, la chambre de vapeur
ne se
développera pas de façon homogène, ce qui risque d'entraîner une diminution de
la
récupération d'huile puisque certaines zones du réservoir ne seront plus
drainées.
Le channeling est un problème récurrent pour les réservoirs exploités en SAGD.
Le risque de steam flashing est un problème typique des puits activés par gas
lift. Pour les puits activés par pompage, par contre, une pression est
conférée par la
pompe aux hydrocarbures dans la colonne d'extraction. La pression augmente
donc
sensiblement tout au long de la colonne d'extraction, ce qui limite les
risques de
steam flashing. Le risque de Steam Flashing n'est pas spécifique aux puits
activés
par gas lift : on peut rencontrer ce problème également dans les puits très
profonds.
Le risque de Steam Flashing est cependant amplifié dans les puits activés par
gas
lift.
La simple vaporisation de l'eau pour saturer la phase gazeuse provoquée par
la baisse de la pression, sans atteindre la pression de saturation, augmente
également la phase vapeur, mais moins violemment.
Donc même si le Steam Flashing et la simple vaporisation peuvent être
favorables dans la partie verticale de la colonne d'extraction (car, comme le
gaz
injecté pour le gas lift, l'eau vaporisée participe à l'allégement de la
colonne), il est
souhaitable de les contrôler pour les réservoirs exploités par drainage
gravitaire,
pour éviter les instabilités. Dans le cas particulier où il y a deux colonnes
d'extraction, une au talon et une à l'orteil de la partie horizontale du
puits, le contrôle
est encore plus complexe.
D'autres mécanismes augmentent les instabilités sur les puits en gas lift en
SAGD : variation de la température dans l'aire de drainage ou du débit de
fluides
entrant en bas du puits.
Il y a donc un besoin pour un procédé d'extraction d'hydrocarbures, en
particulier d'huiles lourdes, permettant de stabiliser le fonctionnement de
ces puits
de manière efficace.
La présente invention vise un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un
réservoir comprenant :
- la fourniture d'une installation comprenant
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au moins un puits (112) appelé puits inférieur comprenant une partie
sensiblement horizontale (116) s'étendant dans le réservoir et une partie
sensiblement verticale (114) reliant la partie horizontale à la surface, les
parties
horizontale et verticale étant reliées par un talon (148), le puits comprenant
en outre
au moins un tubage d'extraction (120) d'hydrocarbures et au moins un tubage
d'injection (130) de gaz débouchant dans le tubage d'extraction,
une pluralité de capteurs (190) de température le long de la partie
horizontale,
au moins un capteur de pression (200, 202) dans le puits,
une vanne d'injection (126) de gaz située en surface sur le tubage
d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz,
une duse d'extraction (124) à ouverture progressive, située en surface sur
le tubage d'extraction,
un automate (11) relié aux différents capteurs, à la duse située sur le
tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz,
- l'injection de gaz par le tubage d'injection (130) de gaz dans le tubage
d'extraction (120),
- l'extraction d'hydrocarbures par le tubage d'extraction (120),
- le contrôle de la duse d'extraction (124) et de la vanne d'injection (130)
de
gaz en fonction de la différence entre une température mesurée le long de la
partie
horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une
pression
mesurée le long de la partie horizontale.
Des modes de réalisation préférentiels sont décrits ci-dessous.
De préférence, l'invention propose un procédé d'extraction d'hydrocarbures
d'un réservoir comprenant :
- la fourniture d'une installation comprenant au moins un puits appelé
puits
inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale s 'étendant dans le
réservoir et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à
la
surface, les parties horizontale et verticale étant reliées par un talon, le
puits
comprenant en outre au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au
moins
un tubage d'injection de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une
pluralité
f
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de capteurs de température le long de la partie horizontale, au moins un
capteur de
pression dans le puits, une vanne d'injection de gaz située en surface sur le
tubage
d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction à
ouverture
progressive, située en surface sur le tubage d'extraction, un automate relié
aux
différents capteurs, à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne
d'injection de gaz,
- l'injection de gaz par le tubage d'injection de gaz dans le tubage
d'extraction,
- l'extraction d'hydrocarbures par le tubage d'extraction,
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- le contrôle de la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en
fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie
horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une
pression
mesurée le long de la partie horizontale.
Selon une variante, le puits comprend en outre
- un deuxième tubage d'extraction et un deuxième tubage d'injection de gaz
débouchant dans le deuxième tubage d'extraction, le premier tubage
d'extraction
débouchant au talon et le deuxième tubage d'extraction débouchant à
l'extrémité de
la partie horizontale appelée orteil qui n'est pas reliée à la partie
verticale du puits,
- une deuxième vanne d'injection de gaz située en surface sur le deuxième
tubage d'injection et contrôlant le débit d'injection de gaz dans le deuxième
tubage
d'injection de gaz,
- une deuxième duse d'extraction à ouverture progressive, située en surface
sur
le deuxième tubage d'extraction,
le procédé comprenant en outre
- l'injection de gaz par le deuxième tubage d'injection de gaz dans le
deuxième
tubage d'extraction ;
- l'extraction d'hydrocarbures par le deuxième tubage d'extraction ;
- le contrôle de l'ouverture de la deuxième duse d'extraction et de la
deuxième
vanne d'injection de gaz en fonction de ladite différence entre la température
mesurée en une position le long de la partie horizontale et la température de
vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie
horizontale.
Selon une variante, la pression retenue est choisie dans le groupe comprenant
- la pression mesurée au niveau du talon,
- si l'installation comprend un capteur de pression au talon et à l'orteil,
la
pression mesurée au niveau du talon et de l'orteil, la pression la plus basse
étant
retenue pour déterminer la température de vaporisation,
- si l'installation comprend des capteurs le long de la partie horizontale,
la
pression mesurée le long de la partie horizontale, la pression la plus basse
étant
retenue pour déterminer la température de vaporisation.
Selon une variante, la température est la température au niveau du talon ou la
température la plus élevée le long de la partie horizontale du puits
inférieur.
Selon une variante, le procédé comprend en outre
- la comparaison de la différence des températures avec une valeur de
consigne, et, si la différence des températures est supérieure à la valeur de
consigne,
- l'ouverture de la première cluse et, le cas échéant, de la deuxième duse,
est
augmentée, et
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- l'ouverture de la première vanne et, le cas échéant, de la deuxième vanne
est augmentée.
Selon une variante, l'ouverture de l'une ou l'autre des duses et l'ouverture
de
l'une ou l'autre des vannes sont privilégiées selon la position le long de la
partie
horizontale du puits inférieure à laquelle la température la plus élevée est
mesurée.
Selon une variante, la pression correspondant à la valeur de consigne de la
différence des températures est convertie en une consigne de pression de fond
appliquée au talon du puits inférieur.
Selon une variante, le procédé comprend en outre une étape de calcul de la
vitesse de variation de la différence des températures pour l'ensemble des
capteurs
de température de l'installation, et, si la vitesse de variation en un point
de la partie
horizontale du puits inférieur dépasse un seuil prédéterminé pendant une durée
supérieure à un seuil prédéterminé, l'ouverture des premières duse et vanne
et, le
cas échéant, l'ouverture des deuxièmes duse et vanne, sont diminuées.
Selon une variante, le procédé comprend en outre :
- la comparaison de la différence des températures avec une valeur
critique, et
si l'écart entre la différence des températures et la valeur critique est
inférieur à un
seuil prédéterminé,
- l'ouverture de la première vanne et, le cas échéant, de la deuxième vanne,
est diminuée, et
- l'ouverture de la première duse et, le cas échéant, de la deuxième duse,
est
diminuée.
Selon une variante, l'ouverture d'une des vannes est privilégiée par rapport à
l'autre des vannes, et l'ouverture de l'une des duses est privilégiée par
rapport à
l'autres des duses.
Selon une variante, l'installation comprend en outre :
- un puits supérieur comprenant une partie sensiblement horizontale
s'étendant dans le réservoir parallèlement à la partie horizontale du puits
inférieur et
une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la surface,
les parties
horizontale et verticale du puits supérieur étant reliées par un talon, le
puits
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supérieur comprenant en outre un ou deux tubages d'injection de vapeur dans le
réservoir, le procédé comprenant en outre
- la réduction d'injection de vapeur dans le tubage du puits supérieur
correspondant au tubage dans le puits inférieur pour lequel est privilégié la
diminution de l'ouverture de la vanne et de la duse.
La présente invention vise aussi une installation pour la mise en oeuvre du
procédé, comprenant :
au moins un puits (112) appelé puits inférieur comprenant une partie
sensiblement horizontale (116) s'étendant dans le réservoir et une partie
sensiblement verticale (114) reliant la partie horizontale à la surface, les
parties
horizontale et verticale étant reliées par un talon (148), le puits comprenant
en outre
au moins un tubage d'extraction (120) d'hydrocarbures et au moins un tubage
d'injection (130) de gaz débouchant dans le tubage d'extraction,
une pluralité de capteurs (190) de température le long de la partie
horizontale,
au moins un capteur de pression (200, 202) dans le puits,
une vanne d'injection (126) de gaz située en surface sur le tubage d'injection
et contrôlant le débit d'injection de gaz,
une duse d'extraction (124) à ouverture progressive, située en surface sur le
tubage d'extraction,
un automate (11) relié aux différents capteurs, à la duse située sur le tubage
d'extraction et à la vanne d'injection de gaz, l'automate contrôlant la duse
d'extraction (124) et de la vanne d'injection (130) de gaz en fonction de la
différence
entre une température mesurée le long de la partie horizontale et la
température de
vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie
horizontale.
L'invention se rapporte aussi à une installation pour la mise en oeuvre du
procédé tel que décrit précédemment, comprenant au moins un puits appelé puits
inférieur comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le
réservoir
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et une partie sensiblement verticale reliant la partie horizontale à la
surface, les
parties horizontale et verticale étant reliées par un talon, le puits
comprenant en outre
au moins un tubage d'extraction d'hydrocarbures et au moins un tubage
d'injection
de gaz débouchant dans le tubage d'extraction, une pluralité de capteurs de
température le long de la partie horizontale, au moins un capteur de pression
dans le
puits, une vanne d'injection de gaz située en surface sur le tubage
d'injection et
contrôlant le débit d'injection de gaz, une duse d'extraction à ouverture
progressive,
située en surface sur le tubage d'extraction, un automate relié aux différents
capteurs,
à la duse située sur le tubage d'extraction et à la vanne d'injection de gaz,
l'automate
contrôlant la duse d'extraction et de la vanne d'injection de gaz en fonction
de la
différence entre une température mesurée le long de la partie horizontale et
la
température de vaporisation calculée en fonction d'une pression mesurée le
long de
la partie horizontale.
Selon une variante, l'installation comprend en outre un puits supérieur
comprenant une partie sensiblement horizontale s'étendant dans le réservoir
parallèlement à la partie horizontale du puits inférieur et une partie
sensiblement
verticale reliant la partie horizontale à la surface, les parties horizontale
et verticale
du puits supérieur étant reliées par un talon, le puits supérieur comprenant
en outre
un ou deux tubages d'injection de vapeur dans le réservoir.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à la
lecture de
la description détaillée qui suit des modes de réalisation de l'invention,
donnés à titre
d'exemple uniquement et en références aux dessins qui montrent :
- figure 1, une vue schématique d'une installation selon l'invention ;
- figure 2, une vue schématique d'un puits inférieur selon un autre exemple
que celui de la figure 1;
- figure 3, un graphique relatif à la saturation dc l'eau.
L'invention se rapporte à un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'un
réservoir à l'aide d'une installation comprenant un puits inférieur (ou puits
producteur). Le puits inférieur comprend une partie sensiblement horizontale
s'étendant dans le réservoir et une partie sensiblement verticale reliant la
partie
horizontale à la surface, les parties horizontale et verticale étant reliées
par un talon.
Le puits inférieur comprend en outre au moins un tubage d'extraction
d'hydrocarbures et au moins un tubage d'injection de gaz débouchant dans le
tubage
d'extraction. Une vanne d'injection de gaz est située en surface sur le tubage
d'injection et contrôle le débit d'injection de gaz. Une duse d'extraction à
ouverture
progressive est située en surface sur le tubage d'extraction. Le procédé
comprend le
contrôle dc l'ouverture de la cluse d'extraction et dc la vanne d'injection de
gaz en
fonction de la différence entre une température mesurée le long de la partie
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horizontale et la température de vaporisation calculée en fonction d'une
pression
mesurée le long de la partie horizontale.
Ceci permet de maintenir un soutirage maximum d'hydrocarbures, c'est-à-dire
maintenir la duse d'extraction située sur le tubage d'extraction ouverte au
maximum
et avoir un débit de gaz optimum, tout en évitant les problèmes de Steam Flash
ing et
de Channeling. Cela permet de stabiliser le fonctionnement de ces puits de
manière
efficace.
Pour cela, et comme cela sera décrit par la suite, la valeur de différence de
température peut être maintenue la plus basse possible. Cependant, une
diminution
de la valeur de différence de température induit des risques de Stearn
Flashing et de
Channeling. Il est donc souhaitable de piloter l'ouverture de la duse de
production et
de la vanne d'injection de gaz en fonction des valeurs de différence de
température
calculées.
La figure 1 montre un réservoir 10 avec deux puits 12, 112. Le premier puits
12 est un puits injecteur de vapeur et le deuxième puits 112 est un puits
producteur
d'hydrocarbures. Le puits producteur 112 est situé plus bas dans le réservoir
que le
puits injecteur 12. Les puits 12 et 112 sont par exemple distants d'environ 5
à 8
mètres.
Le réservoir 10 souterrain contient des hydrocarbures peu ou pas mobiles,
comme par exemple des huiles lourdes, des huiles extra-lourdes ou des bitumes.
Chaque puits comporte deux extrémités, une extrémité supérieure située en
surface et
une extrémité inférieure située dans le réservoir. Le puits comporte en outre
deux
parties distinctes, à savoir une partie 14, 114 verticale ou légèrement
inclinée par
rapport à la verticale, reliée à l'extrémité supérieure du puits et une partie
16, 116
sensiblement horizontale et reliée à l'extrémité inférieure du puits. Une
jonction ou
talon 48, 148 (pour heel en anglais) permet le raccordement des parties
sensiblement verticales 14, 114 aux parties sensiblement horizontales 16, 116.
La
partie du puits 14, 114 sensiblement verticale est revêtue d'un cuvelage
continu. La
partie 16, 116 sensiblement horizontale est revêtue d'un cuvelage discontinu,
c'est à
dire comportant des perforations autorisant, pour le puits injecteur 12, le
passage de
vapeur depuis le puits injecteur vers le réservoir et pour le puits producteur
le
passage d'hydrocarbures du réservoir vers l'intérieur du puits producteur 112.
On
peut aussi envisager un puits présentant une architecture différente, avec une
unique
partie 16, 116 sensiblement horizontale lorsque le terrain est en pente.
Le puits 12 peut comporter un seul tubage d'injection de vapeur. Le puits 12
peut également comporter deux tubages : un premier tubage d'injection 18 et un
deuxième tubage d'injection 20. La géométrie des tubages peut varier. Selon
l'exemple de la figure 1, les deux tubages sont parallèles entre eux. Le
premier
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tubage 18 s'étend depuis l'extrémité supérieure du puits injecteur 12 jusqu'à
l'extrémité inférieure du puits injecteur 12, également appelée orteil 50 (ou
toc en
anglais). Le deuxième tubage 20 s'étend depuis l'extrémité supérieure du puits
injecteur 12 jusqu'aux environs du talon raccordant les parties 14 et 16. Le
premier
tubage 18 est donc plus long que le deuxième tubage 20. De la vapeur peut être
injectée dans les deux tubages d'injection 18, 20. Du fait de la différence de
longueur
des tubages 18 et 20, la vapeur est injectée à la fois au talon 48 et à
l'orteil 50 du
puits injecteur 12 vers le réservoir, ce qui assure une bonne répartition de
la vapeur
dans la zone du réservoir située à proximité de la partie horizontale du puits
injecteur
12.
Une autre architecture de puits supérieur 12 est envisageable selon laquelle
les
tubages d'injection 18, 20 sont concentriques. Par exemple, le tubage 18, dont
l'extrémité se trouve au niveau de l'extrémité inférieure du puits d'injection
12 est
situé dans le tubage 20. Le tubage 18 s'étend donc au-delà du tubage 20.
Dans une autre architecture de puits, le puits d'injection 12 ne comprend
qu'un
seul tubage 18, dont l'extrémité inférieure se situe aux deux tiers de la
distance
séparant le talon de l'extrémité inférieure du puits 12. Des perforations sont
prévues
dans le tubage 18 entre le talon et l'extrémité inférieure du tubage 18, de
façon à
permettre l'injection de vapeur dans le réservoir et le développement de la
chambre
de vapeur.
Les tubages 18, 20 du puits injecteur 12 sont équipés de duses 22, 24 qui
permettent le contrôle du débit d'injection de vapeur. Ainsi, la duse 22
permet le
contrôle du débit d'injection dans le tubage 18, et la cluse 24 permet le
contrôle du
débit d'injection dans le tubage 20. Les cluses 22 et 24 sont à ouverture
réglable, ce
qui permet de régler précisément le débit dans les tubages 18, 20. L'ouverture
réglable des cluses permet une commande continue des duses. Ainsi, plutôt que
d'ouvrir les duses palier par palier, de manière séquentielle, les duses sont
contrôlées
en permanence en ouverture ou fermeture selon la réaction du puits.
La figure 1 montre un exemple de puits producteur 112. Le puits producteur
112 comporte au moins un premier tubage 120, de préférence également un
deuxième tubage 122, au moyen desquels les hydrocarbures extraits du réservoir
sont
remontés vers la surface. L'extrémité supérieure des tubages d'extraction 120,
122
est située en surface. L'extrémité inférieure du tubage d'extraction 120 est
située au
niveau du talon 148 ou plus avant dans le puits inférieur, comme par exemple à
mi-
chemin entre le talon 148 et l'extrémité inférieure 150 du puits producteur.
L'extrémité inférieure du tubage d'extraction 122 est située au niveau de
l'orteil 150
du puits producteur. Des perforations peuvent être prévues le long des tubages
d'extraction 120, 122 avec un système de diversion, pour contrôler la
répartition du
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soutirage le long du drain. L'extrémité inférieure des tubages d'extraction
120, 122
est immergée dans les hydrocarbures provenant du réservoir et ayant pénétré
dans le
puits producteur 112 tout au long de la partie sensiblement horizontale 116.
Une première duse 124 et une deuxième duse 125 sont situées respectivement
sur le tubage 120 et sur le tubage 122, à l'extrémité supérieure du puits pour
contrôler le débit d'hydrocarbures, notamment pour éviter l'apparition de
bouchons
au niveau des installations de surface.
Le puits producteur 112 comporte en outre des premiers et deuxièmes tubages
d'injection de gaz 130, 132 respectivement dans les tubages 120 et 122. Les
tubages
130, 132 d'injection débouchent dans les tubages d'extraction 120, 122 au
niveau du
talon 148. Selon la figure 1, les tubages d'injection 130, 132 sont à
l'intérieur des
tubages d'extraction 120, 122. Les tubages d'extraction 120, 122 forment un
espace
annulaire autour des tubages d'injection 130, 132. Lorsque la pression dans
les
tubages d'injection de gaz 130, 132 dépasse celle des hydrocarbures dans les
tubages
d'extraction 120, 122, le gaz pénètre selon les flèches 152, 154 dans les
tubages
d'extraction 120, 122 et déplace les hydrocarbures vers la tête du puits
producteur
112.
Une vanne 126 et une vanne 127 sont situées respectivement sur le tubage
d'injection 130 et sur le tubage d'injection 132, à l'extrémité supérieure du
puits
pour contrôler le débit d'injection de gaz.
L'installation comprend en outre au moins un capteur de température 190 au
niveau du talon 148. De préférence, une information sur la température est
fournie le
long du puits producteur 112, dans sa partie horizontale 116. L'information de
température peut être fournie par une pluralité de capteurs ou par une fibre
optique
190 DTS ( Distributed Temperature Sensing en anglais).
Au moins un capteur de pression 200 est situé au niveau du talon 148. Le
capteur 200 est préférentiellement sous la forme d'un bulle à bulle, destiné à
mesurer
la pression au niveau du talon 148. Il est aussi envisageable de prévoir un
autre
capteur 202 de pression au niveau de l'orteil 150. L'avantage des deux
capteurs 200,
202 est de pouvoir mieux moduler l'extraction par les deux tubages 120, 122.
Chaque tubage d'extraction 120, 122 peut être pourvu d'un capteur de pression
204,
206 en surface.
L'installation est pourvue d'un automate 11 permettant de commander et de
contrôler le fonctionnement de l'installation. Notamment, l'automate 11 est
relié aux
différents éléments de l'installation. Par exemple, l'automate 11 peut envoyer
des
signaux vers les cluses et vannes et recevoir des signaux des capteurs. Pour
plus de
clarté, la liaison entre l'automate et les différents éléments de la figure 1
est
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schématisée par une flèche 13. L'automate 11 est susceptible d'agir sur
l'ouverture et
la fermeture des duses et vannes.
La figure 2 montre un autre exemple de puits producteur 112, alternatif au
puits
producteur de la figure I. Selon la figure 2, les tubages d'extraction 120,
122 sont
5 concentriques. Le tubage 122, dont l'extrémité se trouve au niveau de
l'extrémité
150 du puits d'injection 112 est situé dans le tubage 120. Le tubage 122
s'étend donc
au-delà du tubage 120. Le tubage d'injection 130 forme un espace annulaire
autour
du tubage d'extraction 120. Le gaz est injecté depuis le tubage d'injection
130 vers le
tubage d'extraction 120 selon les flèches 156. Le tubage d'injection 132 est
maintenu
10 à l'intérieur du tubage d'extraction 122 et le gaz est injecté selon la
flèche 154. Un
système de capteur 190 de température, sous forme de chaîne de capteurs ou de
fibre
optique, peut être positionné le long du tubage d'extraction 122.
Le procédé d'extraction d'hydrocarbures va maintenant être présenté. Le
procédé d'extraction a lieu une fois qu'une chambre 26 de vapeur s'est
développée
dans le réservoir, comme expliqué par exemple dans la demande FR 08 07 374 du
22
décembre 2008 déposée par le demandeur de la présente demande. Un fois que la
viscosité des hydrocarbures a suffisamment diminué pour que l'huile devienne
mobile et s'écoule dans le puits inférieur 112, l'injection de vapeur est
arrêtée dans le
puits 112. Le puits 112 devient un puits producteur, permettant l'extraction
des
hydrocarbures du réservoir vers la surface par l'intermédiaire du tubage 120
et du
tubage 122 le cas échéant. Le procédé peut être mis en oeuvre par l'automate.
Il
s'applique avec une configuration minimale du puits inférieur 112 ayant un
tubage
d'injection 130 et un tubage d'extraction 120.
Le procédé comprend l'injection de gaz par le ou les tubages d'injection 130,
132 dans le ou les tubages d'extraction 120, 122. Ceci permet d'alléger les
hydrocarbures et de les entraîner vers la surface en vue de leur extraction.
La ou les
duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont
contrôlées
en fonction de la différence entre d'une part une température mesurée le long
de la
partie horizontale 116 du puits 112 et d'autre part une température de
vaporisation
calculée en fonction d'une pression mesurée le long de la partie horizontale
116.
Cette différence de température est appelée par la suite subcool.
Si l'installation ne comporte qu'un capteur de pression, par exemple le
capteur
200 situé au niveau du talon, la pression peut être mesurée au talon. La
température
de vaporisation est calculée en fonction de cette pression au talon. La
température
retenue peut être la température mesurée au talon ou, de préférence, la
température la
plus élevée mesurée le long de la partie horizontale du puits 112. Ainsi, la
ou les
duses d'extraction 124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont
contrôlées
en fonction de la différence entre la température la plus élevée le long de la
partie
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horizontale 116 du puits 112 et la température de vaporisation calculée en
fonction
de la pression au niveau du talon.
Ceci permet de calculer le subcool minimum, ce qui permet de protéger le
mieux l'installation contre les effets de steam flashing et de channeling. Le
procédé
permet en outre de déterminer la distance séparant le talon de la position à
laquelle la
température la plus élevée a été mesurée.
Si l'installation comporte deux capteurs de pression, l'un étant situé par
exemple au talon et l'autre étant situé par exemple à l'orteil, la pression
peut être non
seulement mesurée au talon mais aussi à l'orteil. On retiendra alors la
pression la
plus basse entre les deux pressions. La ou les cluses d'extraction 124, 125 et
la ou les
vannes d'injection 126, 127 sont alors contrôlées en fonction de la différence
entre la
température la plus élevée le long de la partie horizontale 116 du puits 112
et la
température de vaporisation calculée en fonction de la pression la plus basse
entre la
pression au talon et la pression à l'orteil. Ceci permet de calculer une
valeur de
subcool encore plus faible et d'augmenter la sécurité de l'installation. En
effet, la
température de vaporisation variant de la même manière que la pression, la
prise en
compte de la pression la plus basse entre la pression au talon et la pression
à l'orteil
permet de déterminer la température de vaporisation la plus basse dans la
partie
horizontale du puits. La différence entre cette température de vaporisation la
plus
basse et la température la plus élevée le long de la partie horizontale permet
donc de
calculer une valeur de subcool encore plus faible.
Il est aussi envisageable que l'installation permette de déterminer la
pression
tout au long de la partie horizontale du puits 112. On retiendra alors la
pression la
plus basse le long de la partie horizontale du puits 112. La ou les duses
d'extraction
124, 125 et la ou les vannes d'injection 126, 127 sont alors contrôlées en
fonction de
la différence entre la température la plus élevée le long de la partie
horizontale 116
du puits 112 et la température dc vaporisation calculée en fonction de la
pression la
plus basse le long de la partie horizontale du puits 112. Comme expliqué
précédemment, ceci permet de calculer une valeur de subcool encore plus faible
et
d'augmenter encore la sécurité de l'installation.
Le procédé comprend également la comparaison de la valeur de subcool
calculée à une valeur de subcool de consigne. Si la valeur de subcool calculée
est
supérieure à la valeur de consigne, le soutirage est augmenté sur le premier
tubage
d'extraction 120 et, le cas échéant, sur le deuxième tubage d'extraction 122.
Le
soutirage sur l'un ou l'autre des tubages 120, 122 peut être privilégié selon
la
position à laquelle la température la plus élevée est mesurée. Pour cela, les
duses et
les vannes sont contrôlées pour augmenter le débit d'extraction
d'hydrocarbures et le
débit d'injection de gaz. A température constante, augmenter le soutirage a
tendance
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à réduire la pression, ce qui diminue la température de vaporisation, et donc
diminue
le subcool. Ainsi, si la position à laquelle la température est la plus élevée
est plus
proche du talon, on privilégie le soutirage au talon, et inversement.
Ceci est représenté sur la figure 3. La courbe 160 est la courbe de saturation
de
l'eau. Le point A est le point de fonctionnement courant. La température du
point A
est celle correspondant à la température au talon, ou, de préférence, à la
température
la plus élevée le long de la partie horizontale du puits 112. Le point B
correspond à la
température de vaporisation pour la pression relevée (au talon, à l'orteil ou
entre ces
deux positions). La différence entre la température au point A et la
température au
point B correspond au subcool calculé 162 décrit précédemment. Le segment 164
entre les points C et D correspond au subcool de consigne. Le soutirage dans
les
tubages d'extraction est ajusté pour parvenir à cette valeur de subcool de
consigne.
De préférence, l'automate convertit le subcool de consigne en une consigne de
pression de fond, appliquée au niveau du talon du puits 112. Sur la figure 3,
le
subcool de consigne peut être atteint en diminuant la pression (à laquelle le
subcool a
été déterminé) jusqu'à une valeur de consigne de pression de fond. L'écart
entre la
pression de consigne en fond de puits et la pression mesurée est convertie en
consigne de pression de tête et de débit injecté pour chaque tubage et de
débit injecté.
La position du point de température maximum peut être prise en compte.
Pour mieux anticiper le développement de l'effet de channeling, le procédé
comprend une étape de calcul de la vitesse de variation en fonction du temps
du
subcool, pour l'ensemble des capteurs de température disponibles ou une série
de
points en cas de mesure continue à l'aide d'une fibre optique DTS. L'automate
11
détermine la vitesse maximum et la position du capteur qui observe cette
variation.
Si la vitesse maximum observée est supérieure à un seuil prédéterminé et
pendant
une durée supérieure à un seuil prédéterminé, l'automate déclanche une
procédure
d'alerte. Un mode privilégié est la diminution du soutirage sur les deux
tubages 120,
122. Pour cela, les cluses et les vannes sont contrôlées pour réduire le débit
d'extraction d'hydrocarbures et le débit d'injection de gaz (diminution de
l'ouverture
des duses et vannes). La diminution du soutirage permet d'augmenter la
pression
dans le puits 112 et donc d'augmenter le subcool.
En permanence, le subcool est maintenu à une valeur supérieure à une valeur
critique, inférieure à la valeur de subcool de consigne. Ceci permet de
maintenir une
valeur minimale de subcool: une diminution de la valeur du subcool entraîne un
risque important de développement des effets de steamflashing et de
channeling. Un
subcool faible indique que, à la pression mesurée, la température se rapproche
de la
température de vaporisation. Si l'écart entre le subcool et la valeur critique
est
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inférieur à un seuil prédéterminé, le soutirage est diminué comme indiqué
précédemment, ce qui tend à augmenter le subcool à nouveau.
Si les actions pour garantir une valeur de subcool minimum ne sont pas
suffisantes, il est aussi envisageable de réduire l'injection de vapeur dans
le puits
supérieur 12. On privilégiera la réduction de la vapeur dans le tubage 18 ou
20
d'injection selon le tubage du puits inférieur 112 pour lequel on a réalisé en
priorité
la diminution du soutirage. En effet, diminuer l'injection de vapeur par le
puits
supérieur 12 permet de diminuer la température dans le puits inférieur 112.
Ceci
permet donc d'augmenter le subcool.
L'automate veille en outre à ce que certains paramètres de fonctionnement de
l'installation respectent des valeurs limites. Les paramètres sont au moins
l'un parmi
les paramètres suivants:
- un débit minimum et maximum d'injection de gaz dans le puits inférieur
112;
- une valeur minimum de pression en tête de puits, au niveau des tubages
d' extraction ;
- un débit minimum et maximum d'injection de vapeur dans les tubages
d'injection de vapeur du puits supérieur, le cas échéant.
