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CA 02282874 1999-09-20
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MÉTHODE DE CONDUITE D'UN PUITS DE PRODUCTION
D'HYDROCARBURES DE TYPE ERUPTIF.
DESCRIPTION
DOMAINE TECHNIQUE
La présente invention concerne une méthode de conduite d'un puits de
production d'hydrocarbures liquides et gazeux, de type éruptif qui alimente
une unité
de traitement aval.
1o
ETAT DE LA TECHNIQUE ANTERIEURE
Un procédé connu de contr8le du débit de production d'un puits pétrolier
de type éruptif qui comprend une colonne de production d'hydrocarbures reliant
le
fond du puits à une tête de puits, reliée par une canalisation au travers
d'une duse
de sortie à ouverture réglable à une unité de traitement aval des
hydrocarbures
produits, consiste à positionner la duse de sortie à une valeur fixe pour
obtenir un
débit d'hydrocarbures produits donné.
Ce procédé ne permet pas de contr8ler efficacement la production des
2o hydrocarbures quand.se forme un bouchon de gaz à la mise en production du
puits,
par suite de l'ouverture de la duse de sortie, ni lorsqu'apparaissent des
alternances
de bouchons d'hydrocarbures gazeux et liquides qui peuvent se former notamment
dans les puits comportant des drains longs présentant des pentes faibles,
négatives
et variables.
Ces bouchons perturbent la production des hydrocarbures ce qui se
traduit par une alimentation irrégulière des unités aval de traitement, telles
que les
unités de séparation liquides ¿ gaz, de recompression et de traitement du gaz.
Cette alimentation irrégulière des unités aval de~ traitement a pour
conséquences:
- une réduction de la quantité de gaz pouvant être recomprimé pour la
3 o réinjection dans le puits ou pour la vente,
- une augmentation de l'usure des équipements de ces unités et,
- une augmentation des risques de déclenchement qui se traduit par une
réduction de la production.
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la
Une autre conséquence de ces perturbations est une accentuation de
l'usure de la liaison couche trou, en particulier dans les puits effectués
dans des
réservoirs inconsolidés, ce qui conduit à des venues de sable qui nécessitent
la mise
en place d'un équipement de contr8le de sable coQteux, pouvant réduire la
capacité
de production du puits ou entraînent des restaurations fréquentes et conteuses
des
p~._ . .
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Cette méthode ne permet pas non plus de maîtriser l'amorçage d'un
écoulement préférentiel de gaz ou d'eau vers le fond du puits en provenance
d'une
zone du réservoir envahie par des hydrocarbures sous forme gazeuse ou per de
l'eau.
Elle ne permet pas non plus de compenser efficacement les perturbations
résultant des comportements aléatoires du réservoir, ni les défaillances des
équipements de la colonne de production.
La présente invention a justement pour objet de palier ces inconvénients,
à cette fin, elle propose une méthode de conduite d'un puits de production
d'hydrocarbures liquides et gazeux de type éruptif, puits comprenant au moins
une
colonne de production prolongée à sa partie supérieure par une canalisation de
sortie des hydrocarbures produits et munie de moyens de contrôle du débit
d'hydrocarbures à ouverture réglable, méthode caractérisée en ce qu'elle
comporte
une phase de démarrage qui consiste à dérouler les étapes suivantes
- une étape d'initiation de la production d'hydrocarbures consistant
à ouvrir progressivement les moyens de contrôle, jusqu'à une valeur
prédéterminée pour atteindre un débit minimal prédéterminé des
hydrocarbures produits,
à comparer le débit d'hydrocarbures à un seuil prédéterminé et si ledit débit
dépasse ledit seuil, à suspendre l'ouverture des moyens de contrôle
pendant la durée du dépassement,
- une étape de mise en régime de production consistant à exécuter les
opérations suivantes
. 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 des moyens de contrôle jusqu'à
une valeur prédéterminée et sinon à réitérer la comparaison,
~ attendre pendant un intervalle de temps prédéterminé pour permettre au
débit minimal d'hydrocarbures de s'établir,
. comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil T2 supérieur à T1 et
la pression en amont des moyens de contrôle, 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, la méthode de l'invention consiste en plus
à exécuter périodiquement les opérations suivantes
- calculer la dérivée par rapport au temps de la pression en amont des
moyens de contrôle du débit d'hydrocarbures produits,
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- 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 ou si ladite
dérivée est supérieure au seuil positif à suspendre l'ouverture des moyens
de contrôle du débit d'hydrocarbures produits.
Selon un autre caractéristique de l'invention, la phase de démarrage
consiste en plus à exécuter les opérations suivantes
- calculer un critère de sollicitation du puits,
- comparer ce critère à un seuil prédéterminé,
si le critère dépasse ce seuil à suspendre l'ouverture des moyens de contrôle
du
débit d'hydrocarbures produits.
Selon un autre caractéristique de l'invention, la phase de démarrage est
suivie d'une phase de production consistant à exécuter les opérations
suivantes
~ définir un indicateur de production,
~ comparer l'indicateur de production à deux seuils S1, S2 prédéterminés, S2
étant supérieur à S1 et
a) si l'indicateur de production est inférieur à S1, et si l'ouverture des
moyens de contrôle du débit d'hydrocarbures produits est inférieure à
un seuil prédéterminé, à augmenter l'ouverture des dits moyens de
contrôle d'une quantité prédéterminée
b) si l'indicateur de production est supérieur à S2, et si l'ouverture des
moyens de contrôle du débit d'hydrocarbures produits est supérieure à
un seuil prédéterminé, à réduire l'ouverture des dits moyens de contrôle
d'une quantité prédéterminée,
c) à réitérer la comparaison précédente,
~ comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil prédéterminé et si
ledit débit est inférieur au dit seuil, à fermer les moyens de contrôle des
hydrocarbures produits pendant une durée prédéterminée et à reprendre la
phase de démarrage.
Selon un autre caractéristique de l'invention, la phase de démarrage est
suivie d'une phase de production qui consiste à exécuter les opérations
suivantes
~ définir deux indicateurs de production Qa et Qb,
~ comparer ces deux indicateurs Qa et Qb respectivement à deux couples de
seuils Sal, Sa2 et Sb1, Sb2 prédéterminés, Sa2 étant supérieur à Sa1 et
Sb2 étant supérieur à Sb1 ;
a) si Qa est inférieur à Sa1 et si Qb est inférieur à Sb1 et si l'ouverture
des moyens de contrôle du débit d'hydrocarbures produits est inférieure
à un seuil prédéterminé, à augmenter l'ouverture des dits moyens de
contrôle d'une quantité prédéterminée
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b) si Qa est supérieur à Sa2 et si Qb est supérieur à Sb2 et si l'ouverture
des moyens de contrôle du débit d'hydrocarbures produits est
supérieure à un seuil prédéterminé, à réduire !'ouverture des dits
moyens de contrôle d'une quantité prédéterminée,
c) à réitérer la comparaison précédente,
~ comparer Q1 et Q2 respectivement à deux seuils S1 et S2 prédéterminés
et si Q1 est inférieur à S1 ou si Q2 est supérieur à S2, à fermer les moyens
de contrôle du débit des hydrocarbures produits pendant une durée
prédéterminée et à reprendre la phase de démarrage
Selon un autre caractéristique de l'invention, les hydrocarbures liquides
produits contenant de l'eau, au moins un indicateur de production est le débit
des
dits hydrocarbures.
Selon un autre caractéristique de l'invention, les hydrocarbures liquides
produits contenant de l'eau, au moins un indicateur de production est le débit
d'hydrocarbures liquides sans eau.
Selon un autre caractéristique de l'invention, les hydrocarbures liquides
produits contenant de l'eau, au moins un indicateur de production est le débit
d'eau.
Selon un autre caractéristique de l'invention, au moins un indicateur de
production est le débit d'hydrocarbures gazeux produits,
Selon un autre caractéristique de l'invention, la phase de production
consiste en plus à exécuter les opérations suivantes
- calculer un critère de sollicitation du puits
- comparer ce critère à un seuil prédéterminé,
si le critère dépasse ce seuil à réduire l'ouverture des moyens de contrôle du
débit
d'hydrocarbures produits d'une quantité prédéterminée
Selon un autre caractéristique de l'invention, le critère de sollicitation
est calculé à partir d'une grandeur physique mesurée sur le puits.
Selon un autre caractéristique de l'invention, les moyens de contrôle
du débit des hydrocarbures produits comprennent une duse de sortie disposée
sur la
canalisation de sortie.
Selon un autre caractéristique de l'invention, la colonne de production
étant prolongée à sa partie inférieure par au moins un drain de récupération
des
hydrocarbures, les moyens de contrôle du débit d'hydrocarbures produits
comprennent au moins une vanne automatique de fond disposée sur au moins un
drain.
Selon un autre caractéristique de l'invention, les moyens de contrôle
du débit des hydrocarbures produits comprennent en plus une duse de sortie
disposée sur la canalisation de sortie.
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Selon un autre caractéristique de l'invention, le débit d'hydrocarbures
produits est mesuré au moyen d'un débitmètre monté sur la canalisation de
sortie.
Selon un autre caractéristique de l'invention, le débit d'hydrocarbures
produits est estimé à partir de la mesure de la température des hydrocarbures
5 produits dans la canalisation de sortie.
Selon un autre caractéristique de l'invention, le débit d'hydrocarbures
produits est estimé à partir de la différence de pression à travers les moyens
de
contrôle du débit d'hydrocarbures produits et l'ouverture des dits moyens.
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 sur lesquels
- fa figure 1 représente schématiquement un puits de production
d'hydrocarbures de type éruptif alimenté par un seul réservoir,
- la figure 2 représente schématiquement un puits de production
d'hydrocarbures de type éruptif comportant deux drains de production
alimentés par deux réservoirs.
EXPOSE DETAILLE DE L'INVENTION
D'une manière générale la méthode de l'invention est utilisée pour
conduire un puits de production d'hydrocarbures qui alimente des unités aval
de
traitement.
La figure 1 représente un puits 1 de production d'hydrocarbures sous
forme d'un mélange de liquide et de gaz de type éruptif qui comprend
- une colonne 2 de production,
- un cuvelage 3 entourant la colonne 2 ;
- une unité 5 de traitement aval des hydrocarbures produits,
- une canalisation 4 de sortie des hydrocarbures produits reliant la partie
supérieure de la colonne 2 à l'unité 5 de traitement aval au travers d'une
duse 9 de sortie, commandable, à ouverture réglable formant des moyens
de contrôle du débit des hydrocarbures produits,
- un capteur 6 de mesure de la pression en aval de la duse 9, qui délivre un
signal électronique représentatif de cette pression,
- un capteur 7 de mesure de la température en amont de la duse 9, qui délivre
un signal électronique représentatif de cette température,
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- un capteur 8 de mesure de la pression en amont de la duse 9, qui délivre un
signal électronique représentatif de cette pression,
- un automate 10 programmable muni d'entrées 13, 14 et 15 qui reçoivent
respectivement les signaux électroniques délivrés par les capteurs 6,7, et 8,
et d'une sortie 12 qui délivre un signal de commande de position de la duse
9 de sortie,
- des moyens 11 de dialogue opérateuNautomate 10.
L'automate 10 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, notamment toutes les valeurs
prédéterminées
des variables de réglage. Ces données sont introduites préalablement par un
opérateur à partir des moyens 11 de dialogue opérateur/automate et 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.
Avant la mise en service du puits 1 la duse 9 de sortie est fermée.
La méthode de l'invention mise en oeuvre pour la conduite du puits 1
comporte une phase de démarrage comprenant deux étapes.
Une première étape d'initiation de la production d'hydrocarbures, au cours
de laquelle l'automate 10 ouvre progressivement la duse 9 jusqu'à une valeur
prédéterminée calculée de manière à atteindre un débit minimal prédéterminé
d'hydrocarbures produits, par exemple 25% du débit pour lequel le puits a été
dimensionné et compare à un seuil prédéterminé par exemple 150% du débit
minimal débit d'hydrocarbures estimé â partir de la mesure de température
fournie
par le capteur 7 par application de la formule suivante
Q=Qo+~, T-To
dans laquelle
Q représente le débit estimé des hydrocarbures produits,
Qo, To et ~. sont des constantes caractéristiques du puits,
T est la température des hydrocarbures dans la canalisation 4 fournie par
le capteur 7
si le débit estimé dépasse ce seuil, l'automate 10 suspend l'ouverture de
la duse 9 en maintenant le signal de commande à sa dernière valeur sur la
sortie 12
jusqu'à la disparition du dépassement.
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
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régime de production au cours de laquelle l'automate 10 exécute les opérations
suivantes.
II compare le débit d'hydrocarbures produits estimé comme
précédemment à partir de la mesure de température fournie par le capteur 7, 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 en fonction des
caractéristiques du puits, par exemple 20 mn, l'automate 10 délivre sur la
sortie 12
un signal d'ouverture de la duse 9 jusqu'à un valeur prédéterminée, par
exemple
30% de son ouverture maximale.
Et sinon, l'automate 10 réitère la comparaison précédente.
Lorsque le débit d'hydrocarbures produit est pratiquement stabilisé, c'est à
dire aprês attente d'une durée prédéterminée correspondant au temps de
balayage
de la colonne 2 de production et du début d'établissement des écoulement dans
l'aire de drainage autour du puits, par exemple 60 mn l'automate 10
- compare le débit d'hydrocarbures produits estimé à partir de la mesure de la
température en amont de la duse 9 fournie par le capteur 7, à un seuil T2
supérieur à T1 par exemple 50% du débit de production pour lequel le puits
a été calculé,
- compare la pression amont de la duse 9 mesurée par le capteur 8, à un seuil
P1 prédéterminé.
Si simultanément, le débit estimé des hydrocarbures produits dépasse le
seuil T2 et la pression amont de la duse 9 dépasse le seuil P1, pendant une
durée
prédéterminée par exemple 20 mn, l'automate 10 exécute les opérations de la
phase
de production.
Si cette double condition n'est pas satisfaite l'automate 10 réitère la
comparaison du débit d'hydrocarbures produits aux seuil T1 et T2.
La phase de démarrage étant terminée, la méthode de l'invention
comporte une phase de production au cours de laquelle l'automate 10 exécute
les
opérations suivantes
- calcule deux indicateurs de production Qa et Qb
Qa est le débit estimé des hydrocarbure produits à partir de la température T
en amont de la duse 9, selon la formule ci-dessus
Qb est le débit estimé des hydrocarbure produits à partir de la différence de
pression à travers la duse 9, par application de la formule suivante:
Q = k.Pamont.[ (Pamont-Paval I (Pamont ].S si Paval > 0,5.Pamont
et
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Q = k.Pamont.0,707.S si Paval s 0,5.Pamont
dans lesquelles
Q représente débit estimé des hydrocarbures produits,
k est une constante,
S est la section de passage de la duse 9
Pamont et Paval sont respectivement les pressions amont et aval de la duse
9, mesurée respectivement par les capteurs 8 et 6.
- compare les indicateurs Qa et Qb respectivement à deux seuils ST1, ST2 et
SP1, SP2.
ST1, ST2, SP1 et SP2 sont prédéterminés en fonction du débit pour
lequel le puits a été dimensionné, par exemple
ST1 = 75% du débit d'hydrocarbures pour lequel le puits a été dimensionné
ST2 = 90% du débit d'hydrocarbures pour lequel le puits a été dimensionné
SP1 = 80% du débit d'hydrocarbures pour lequel le puits a été dimensionné
SP2 = 110% du débit d'hydrocarbures pour lequel le puits a été dimensionné
Si Qa est inférieur à ST1 et Qb est inférieur à SP1, et si l'ouverture de la
duse 9 est inférieure à un seuil prédéterminé en fonction des caractéristiques
du
puits, par exemple 60% de l'ouverture maximale, l'automate 10 augmente
l'ouverture
de la dure 9 d'une quantité prédéterminée par exemple 3% de l'ouverture
maximale.
Si Qa est supérieur à ST2 et si Qb est supérieur à SP2 et si l'ouverture de
la duse 9 est supérieure à un seuil prédéterminé en fonction des
caractéristiques du
puits, par exemple 30% de l'ouverture maximale, l'automate 10 diminue
l'ouverture
de la duse 9 d'une quantité prédéterminée par exemple 3% de l'ouverture
maximale.
Sinon l'automate 10 réitère les opérations précédentes
Parallèlement l'automate 10 compare Qa et Qb respectivement à deux
seuils S1 et S2 prédéterminés, S1 étant égal à 25% du débit d'hydrocarbures
pour
lequel le puits a été dimensionné et S2 étant égal à 40% du même débit, et si
Q1 est
inférieur à S1 ou si Q2 est supérieur à S2, l'automate 10 reprend la phase de
démarrage à son début.
Au cours des phases de démarrage et de production, l'automate 10
surveille la vitesse d'évolution de la pression dans la canalisation 4 en
amont de la
duse 9, en comparant la dérivée de cette pression par rapport au temps, à un
seuil
positif par exemple 1 bar par minute et à un seuil négatif par exemple -1 bar
par 5
mn et si la dérivée de la pression n'est pas comprise entre ces deux seuils,
l'automate 10 suspend l'ouverture de la duse 9.
Au cours de ces deux phases il calcule aussi un critère de sollicitation du
puits à partir d'une grandeur physique mesurée sur le puits, par exemple la
pression
en fond de puits mesurée au moyen d'un capteur non représenté sur la figure 1
par
application de la formule suivante
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C = a.(Pstat - P)
dans laquelle
C représente le critère de sollicitation,
a est une constante
Pstat représente la pression statique en fonds de puits c'est à dire la
pression en fond de puits en l'absence de débit d'hydrocarbures
P représente la pression en fond de puits en cours de production.
L'automate 10 compare C à un seuil prédéterminé en fonction des
caractéristiques de résistance mécanique du réservoir et si ce seuil est
dépassé, il
délivre un signal de fermeture de la duse 9 de sortie, par exemple 5% de son
ouverture maximale.
D'autres grandeurs physiques peuvent être utilisées comme critère de
sollicitation du puits, telles que le débit de production de sable lorsque les
hydrocarbures en contiennent, la pression dans l'espace annulaire défini par
la
colonne 2 de production et le cuvelage 3 qui l'entoure, une température en un
point
du puits ou une grandeur mécanique sur un équipement du puits.
Grâce à la modulation de la position de la duse de sortie conformément à
la méthode de l'invention le premier bouchon de gaz et le premier bouchon de
liquide qui apparaissent lors de la phase de démarrage sont fortement amortis
et la
production est augmentée progressivement de manière stable puis maintenue en
continu à une valeur objectif.
Grâce à la surveillance de la vitesse d'évolution de la pression dans la
canalisation de sortie et de la valeur d'un critère de sollicitation, les
risques de
détérioration du puits sont réduits.
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
éruptifs tels
que
- du type "multidrains" dans lequel la colonne de production est alimentée par
plusieurs drains, qui traversent un ou plusieurs réservoirs,
- du type de celui représenté sur la figure 2 qui comporte deux zones 21et 22
de réservoirs isolés par un joint 23, et une vanne 20 automatique
commandable à partir de l'automate 10, vanne qui permet de moduler la
contribution du réservoir 21 à la production d'hydrocarbures.
