FR2920817A1 - Installation et procede de production d'hydrocarbures - Google Patents
Installation et procede de production d'hydrocarbures Download PDFInfo
- Publication number
- FR2920817A1 FR2920817A1 FR0706348A FR0706348A FR2920817A1 FR 2920817 A1 FR2920817 A1 FR 2920817A1 FR 0706348 A FR0706348 A FR 0706348A FR 0706348 A FR0706348 A FR 0706348A FR 2920817 A1 FR2920817 A1 FR 2920817A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- pump
- effluent
- automaton
- speed
- diluent
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 title claims abstract description 62
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 35
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 35
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title claims description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 11
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 9
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 4
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 claims description 4
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 claims description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000003373 anti-fouling effect Effects 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubrication Of Internal Combustion Engines (AREA)
Abstract
L'invention concerne une installation de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde à partir d'au moins un puits, l'installation comprenant :- un système (9, 11-16) d'injection en fond du puits de fluide d'allégement d'effluent,- une pompe (20) d'évacuation d'effluent,- une pluralité de capteurs (21-26, 30) de mesure de grandeurs physiques relatives à l'installation,- un automate (10) adapté à optimiser le débit d'injection de fluide d'allègement et à réguler la vitesse de la pompe (20) en fonction des grandeurs physiques et d'une valeur cible de production prédéterminée, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs déterminées.L'invention concerne également un procédé de production d'hydrocarbures dans une installation selon l'invention.L'invention permet d'assurer une consommation minimum de fluide d'allègement, tout en assurant un bon fonctionnement de la pompe et une bonne productivité du puits.
Description
INSTALLATION ET PROCEDE DE PRODUCTION D'HYDROCARBURES
La présente invention concerne une installation de production d'hydrocarbures, et en particulier une installation de production d'huile lourde. L'invention concerne également un procédé de production d'hydrocarbures. On trouve les hydrocarbures dans des réservoirs en sous-sol. Les hydrocarbures sont en général composés d'huile et de gaz mélangés à de l'eau. Ce mélange est appelé effluent. La production d'hydrocarbures est rendue possible par le forage de puits jusqu'aux réservoirs d'hydrocarbures. Une installation de production d'hydrocarbures permet de récupérer les hydrocarbures en vue de leur traitement pour une exploitation ultérieure. L'huile lourde est très visqueuse, de l'ordre de plusieurs milliers de centipoises. Afin de la produire il est nécessaire de la rendre moins visqueuse. Pour ce faire, il est connu au moins deux modes de production de l'huile lourde : la production chaude et la production froide, notamment. La production froide consiste à réduire la viscosité de l'huile en injectant un diluant dans l'huile lourde. L'injection de diluant permet ainsi d'augmenter la productivité du puits, par réduction de la friction et allègement du poids de la colonne. L'injection de diluant permet également d'améliorer la séparation huile / eau sur le complexe central. Il est nécessaire de contrôler l'injection de diluant de façon à éviter une surconsommation de diluant ou, à l'inverse, un endommagement de l'installation si la viscosité de l'huile n'est pas suffisamment réduite après injection de diluant. Le contrôle de l'injection de diluant est en général réalisé manuellement. Cependant, la gestion manuelle ne permet pas d'optimiser l'injection.
II est connu par le brevet US-A-6 041 856 un système d'optimisation de l'opération de pompage de l'effluent en temps réel. Ce système comprend une pluralité de capteurs permettant de surveiller le fonctionnement de la pompe. Un système informatique est adapté à interpréter les conditions de fonctionnement de la pompe en fonction pour augmenter ou diminuer la production de la pompe pour maintenir un niveau de fluide dynamique optimal. Un diluant est introduit dans le puits pour contrôler la viscosité de l'effluent. La quantité de diluent est contrôlée via une vanne de régulation. Toutefois, ce contrôle est réalisé manuellement, ce qui ne permet pas d'optimiser l'injection de diluant.
R 13recets2t,$(,. ,;g2;_U i0?n î-denande FR dcp'i d k Le but de l'invention est de proposer une installation et un procédé de production d'hydrocarbures permettant d'assurer une optimisation en temps réel de la quantité de diluant à injecter dans l'effluent, tout en assurant un bon fonctionnement de la pompe et une bonne productivité du puits.
Ce but est atteint par une installation de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde à partir d'au moins un puits, l'installation comprenant : - un système d'injection en fond de puits de fluide d'allègement d'effluent, - une pompe d'évacuation d'effluent, - une pluralité de capteurs de mesure de grandeurs physiques relatives à l'installation, - un automate adapté à optimiser le débit d'injection de fluide d'allègement et à réguler la vitesse de la pompe en fonction des grandeurs physiques et d'une valeur cible de production prédéterminée, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée.
Selon une autre particularité, le débit d'injection de diluant est proportionnel à la vitesse de la pompe. Selon une autre particularité, le débit d'injection de diluant est proportionnel à l'indice de gravité de l'effluent. Selon une autre particularité, un des capteurs est un premier capteur de pression adapté à être situé en tête de puits et un autre capteur est un deuxième capteur de pression adapté à être situé au refoulement de la pompe. l'automate étant adapté à calculer l'indice de gravité de l'effluent en fonction des données fournies par lesdits premier et deuxième capteurs de pression. Selon une autre particularité, un des capteurs est un premier capteur de température adapté à être situé en tête de puits, l'automate étant adapté à surveiller le débit d'effluent en tête de puits en fonction des données fournies par ledit premier capteur de température. Selon une autre particularité, un des capteurs est un deuxième capteur de température adapté à être situé à l'aspiration de la pompe. l'automate étant adapté à surveiller l'apparition d'un trou dans un tubulaire d'évacuation de l'effluent depuis la pompe en fonction des données fournies par ledit deuxième capteur de température. Selon une autre particularité, un des capteurs est un capteur de vibrations adapté à être situé au refoulement de la pompe, l'automate étant adapté à surveiller
R `.fore'.ets'2 4(,j' ;42;__070)n7.danandc PR depüt doc. l'apparition de vibrations excessives de la pompe en fonction des données fournies par ledit capteur de vibrations. Selon une autre particularité, deux des capteurs sont des troisième et quatrième capteurs de pression adaptés à être situés respectivement à l'aspiration de la pompe et à la sortie d'un tubage dans un espace annulaire, l'automate étant adapté à calculer la hauteur de submergence de la pompe en fonction des données fournies par lesdits troisième et quatrième capteur de pression. Selon une autre particularité, l'automate est adapté à optimiser la hauteur d'effluent au-dessus de la pompe en régulant la ventilation d'un espace annulaire 10 comprenant du gaz. Selon une autre particularité, un des capteurs est un quatrième capteur de pression adapté à être situé dans un espace annulaire, l'automate étant adapté à surveiller le passage de gaz par la pompe en fonction des données fournies par ledit quatrième capteur de pression. 15 Selon une autre particularité, le fluide d'allègement est un diluant. Le but de l'invention est également atteint par un procédé de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde dans une installation décrite ci-dessus, le procédé comprenant la phase suivante : - une phase de régime de production stable et continu, mise en oeuvre par 20 l'automate, la phase de régime de production stable et continu comprenant l'optimisation du débit d'injection de fluide d'allègement et la régulation de la vitesse de la pompe en fonction des grandeurs physiques et de la valeur cible, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée. 25 Selon une autre particularité, le procédé comprend en outre, avant la phase de régime de production stable et continu, une phase de mise en débit d'un puits, la phase de mise en débit du puits comprenant les étapes suivantes : - une étape d'injection en fond du puits par l'automate de fluide d'allègement d'effluent, 30 - une étape de mise en route par l'automate d'une pompe d'évacuation d'effluent, - une étape de stabilisation de la vitesse à une première valeur pendant une durée déterminée,
R:\Brevets\26400\26425--070907-demande FR dépôt.doc - une étape d'augmentation de la vitesse de la pompe par l'automate jusqu'à ce qu'une valeur cible soit atteinte, - une étape de diminution de l'injection de fluide d'allègement - avec une surveillance par l'automate des grandeurs physiques grâce à la pluralité de capteurs pendant la phase de mise en débit du puits. Selon une autre particularité. l'étape de minimisation du débit d'injection de fluide d'allègement et de régulation de la vitesse de la pompe comprend l'étape suivante : - lorsqu'au moins une grandeur physique sort de la plage de valeurs l0 prédéterminée, la vitesse de la pompe et le débit d'injection de fluide sont augmentés ou diminués par l'automate jusqu'à ce que chaque grandeur physique soit de nouveau comprise dans la plage de valeurs correspondante prédéterminée. 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 15 d'exemple uniquement et en référence aux dessins qui montrent figure 1, une vue en coupe d'une installation de production d'hydrocarbures selon l'invention, - figure 2. une courbe de l'évolution de la vitesse et du débit de diluant en fonction du temps. 20 L'invention concerne une installation de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde à partir d'au moins un puits. L'installation comprend un système d'injection en fond de puits de fluide d'allègement d'effluent. Ce système est adapté à rendre l'effluent moins visqueux. L'installation comprend également une pompe d'évacuation d'effluent, adaptée 25 à évacuer l'effluent vers la tête de puits. L'installation comprend également une pluralité de capteurs de mesure de grandeurs physiques relatives à l'installation. L'installation comprend également un automate adapté à optimiser le débit d'injection de fluide d'allègement et à réguler la vitesse de la pompe (20) en fonction 30 des grandeurs physiques et d'une valeur cible de production prédéterminée, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée.
R 1Rrec,L _f-•4(U242'-1 071)907-demande F R dépôt do.
Le maintien par l'automate des grandeurs physiques et de la vitesse de la pompe dans une plage de valeurs prédéterminée permet d'assurer un bon fonctionnement de la pompe, sans risque d'endommagement. La régulation de la vitesse de la pompe en fonction de la valeur cible de production à atteindre permet d'assurer une bonne productivité du puits. L'injection de diluant rend l'effluent moins visqueux, ce qui permet également d'assurer une bonne productivité du puits. L'optimisation du débit d'injection de fluide d'allègement permet d'assurer une optimisation de la quantité de diluant à injecter dans l'effluent. Ainsi, la quantité de diluant est optimisée. un bon fonctionnement de la pompe est assuré et le puits a une bonne productivité. On définit la tête du puits au niveau de la surface de la terre et le fond du puits en sous-sol, au niveau du réservoir. La figure 1 représente une vue en coupe d'une installation de production d'hydrocarbures selon l'invention.
La figure l montre un seul puits. Toutefois, de préférence. la production d'hydrocarbures concerne un nombre important de puits, par exemple environ 300. Chaque puits est équipé de l'installation décrite plus bas. Un unique automate 10 gère l'ensemble des différents puits. En effet, les effluents produits à partir des différents puits sont compatibles même s'ils proviennent de réservoirs différents. Ils sont donc tous évacués vers la même canalisation 6 d'évacuation d'effluent. Il est nécessaire que le débit dans cette canalisation soit homogène. Pour ce faire. l'automate doit donc coordonner les actions menées sur les différents puits. Pour la suite de la description, pour des raisons de clarté, on considérera un seul puits, sans que cela soit à comprendre comme une limitation.
L'installation de production d'hydrocarbures comprend. pour chaque puits, un tubage 1 délimitant les parois du puits. Le tubage l débouche à une de ses extrémités à la surface 100 de la terre. A son autre extrémité, le tubage 1 est muni d'une pluralité d'orifices 3 par lesquels l'effluent du réservoir 4 passe dans le puits. Le tubage comprend une partie sensiblement verticale débouchant à la surface et se prolongeant à son extrémité inférieure par une partie sensiblement horizontale. Ce type de puits avec une partie horizontale est particulièrement adapté pour la production d'huile lourde. Il permet en effet un écoulement de l'effluent du réservoir vers le puits par gravité. Les orifices 3 sont de préférence répartis sur toute la
R lires ctr^(,4nq,_i,92?--U'09(1~-dcu - de PR depôt Joc longueur de la partie horizontale du puits, de façon à faciliter l'écoulement par gravité de l'effluent du réservoir vers le puits. L'installation comprend également un tubulaire 2. sensiblement concentrique au tubage 1, mais de diamètre inférieur. Un espace annulaire 5 est alors défini entre la surface extérieure du tubulaire 2 et la surface intérieure du tubage 1. Le tubulaire 2 est adapté à évacuer les effluents d'hydrocarbures, en particulier les liquides (huile, eau, ...). L'espace annulaire 5 est adapté à évacuer une partie du gaz de l'effluent. Une grande partie du gaz présent dans l'effluent est en effet évacué via l'espace annulaire 5. Pour ce faire, l'espace annulaire 5 est relié à une canalisation 27 d'évacuation du gaz. Cette canalisation 27 d'évacuation du gaz est munie d'une vanne 28 de régulation du débit de gaz et d'un débitmètre 29 de mesure du débit de gaz évacué. La vanne 28 et le débitmètre 29 sont reliés à l'automate. L'extrémité supérieure du tubulaire 2 est connectée à une canalisation d'évacuation 6. adaptée à évacuer les effluents vers une unité de traitement en vue d'un traitement ultérieur. La canalisation d'évacuation 6 est munie d'une vanne 7 de régulation du débit d'effluent et d'un débitmètre 8 adapté à mesurer le débit d'effluent dans la canalisation d'évacuation 6. L'installation comprend également un système de pompage. Le système de pompage peut être composé d'une seule pompe 20 ou. de préférence. de deux pompes en série, particulièrement adaptées lorsqu'on est en présence d'un fluide multiphasique. Les pompes sont entraînées chacune par un moteur 19. Chaque pompe 20 est munie d'un variateur de vitesse 15. Le variateur de vitesse permet de réguler la vitesse de la pompe. Pour éviter tout endommagement, la vitesse de la pompe doit être comprise dans une plage de valeurs déterminée par le fabricant de la pompe. Chaque pompe est par exemple une pompe à cavité progressive (PCP, progressive cavity pump, en anglais) ou une pompe submersible électrique (EST, electrical submersible pump, en. anglais). Dans la suite de la description, pour une facilité de présentation, on ne parlera que d'une pompe, sans que ce soit à comprendre comme une limitation. La pompe 20 est reliée au moteur 19. situé en surface, par liaison filaire. Le variateur de vitesse 15 est situé en surface également ; il est relié au moteur 19.
R'.Rre, eu^(-40(2032 iù0it00fl demande FR dépôt doc La pompe 20 est fixée au tubulaire 2. Elle en ferme l'extrémité inférieure. De cette façon, elle empêche une trop grande quantité de gaz de passer par le tubulaire. L'installation comprend également un système d'injection de fluide d'allègement. Le fluide d'allègement est par exemple un diluant. Dans la suite de la description, on parlera, de façon non limitative, de diluant. Le diluant est par exemple un hydrocarbure de densité inférieure à celle de l'huile contenue dans le réservoir. Le mélange huile + diluant a alors une viscosité inférieure à celle de l'huile seule. L'écoulement du mélange est alors facilité. Le système d'injection de diluant comprend un réservoir de diluant (non 10 représenté), ainsi qu'une pompe (non représentée) permettant d'injecter le diluant dans le puits. Le système d'injection de diluant comprend une canalisation d'amenée 9 adaptée à acheminer l'additif depuis le réservoir d'additif jusqu'au puits. La canalisation d'amenée 9 se poursuit par un drain 11 qui va jusqu'à l'extrémité du 15 puits. Le drain 11 est muni d'une vanne 13 de régulation du débit de diluant dans le drain 1 l et d'un débitmètre 14 adapté à mesurer le débit de diluant dans le drain 1 1. Le drain Il est adapté à injecter du diluant en fond de puits. Le drain I l comporte alors à son extrémité inférieure opposée au réservoir de diluant une pluralité d'orifices 17. Ces orifices 17 peuvent être situés soit à l'aspiration 18 de la 20 pompe. soit à l'extrémité horizontale du tubage 1, comme représenté sur la figure 1. L'installation comprend en outre un automate 10 adapté à contrôler l'installation. Afin d'assurer une bonne productivité du puits, et de préférence la productivité maximale, on se fixe une valeur cible à atteindre. Cette valeur cible est par exemple : 25 - une valeur de débit de l'effluent en tête de puits, une valeur de pression de l'effluent à l'aspiration de la pompe. - un niveau de submergence de la pompe, - une valeur prédéterminée de vitesse de rotation de la pompe. L'automate 10 régule alors la vitesse de la pompe 20 en agissant sur le 30 variateur 15 de façon à ce que la vitesse de la pompe permette d'atteindre la valeur cible choisie tout en évitant tout endommagement de la pompe. En parallèle, l'automate 10 agit sur la vanne 13 de régulation du débit de diluant de façon à optimiser la quantité de diluant à injecter dans le puits. L'injection de diluant abaisse
R'TRe,ts.^G-IDO'C425ù020907-demande FR dzpin doc. la valeur de couple sur les tiges de transmission du mouvement de rotation depuis le moteur électrique en surface jusqu'à la pompe située en fond de puits. L'injection de diluant participe donc également à atteindre la valeur cible choisie. Ces deux actions parallèles de l'automate 10 (régulation de la vitesse et optimisation de la quantité de diluant à injecter) sont liées l'une à l'autre et sont donc réalisées en même temps et en temps réel. Ces opérations sont réalisées en fonction des conditions opératoires de l'installation. Les conditions opératoires de l'installation sont caractérisées par des grandeurs physiques, telles que la pression et la température en différents points de l'installation, ou encore les vibrations au niveau de la pompe. Ces différentes grandeurs physiques sont mesurées par un ensemble de capteurs 21-26. 30 et sont suivies en temps réel par l'automate 10. Les mesures des grandeurs physiques sont transmises par les capteurs à l'automate 10, qui calcule alors un certain nombre de valeurs physico-chimiques à partir de ces grandeurs physiques. Parmi les valeurs physico-chimiques calculée par l'automate, on peut citer le débit de l'effluent en différents points de l'installation, la hauteur de submergence de la pompe, la densité moyenne de l'effluent dans le tubage, ou encore le moment de torsion des tiges de transmission. Les capteurs, les grandeurs physiques mesurées et les valeurs physico-chimiques calculées seront détaillés plus loin.
L'automate 10 est paramétré de façon à garantir des conditions opératoires dans lesquelles le système fonctionne sans risque d'endommagement de la pompe, tout en garantissant pour le puits une productivité satisfaisante. Pour cela, les différentes grandeurs physiques mesurées ou les différentes valeurs physico-chimiques calculées doivent chacune toujours se trouver dans une plage de valeurs prédéterminée. Si au moins un des capteurs mesure une grandeur physique qui n'est pas dans une plage de valeurs prédéterminée ou si l'automate calcule une valeur physico-chimique qui n'est pas dans une plage de valeurs prédéterminée, le système ne se trouve pas dans des conditions opératoires satisfaisantes. L'automate va alors agir sur le variateur de vitesse 15 de façon à modifier la vitesse de la pompe et sur la vanne de débit de diluant 13 de façon à modifier le débit de diluant pour que la grandeur physique mesurée ou la valeur physico-chimique calculée soit de nouveau dans la
R 'Tires cts A242,--07p90r'-demande FR dcpôt do. plage de valeur prédéterminée, afin que les conditions opératoires soient de nouveau satisfaisantes. Par ailleurs, avant même qu'une grandeur physique sorte de la plage prédéterminée, si l'automate détecte qu'elle s'approche d'une borne de ladite plage, l'automate va réguler la vitesse de la pompe et le débit de diluant de façon à ce que la grandeur physique s'écarte de la borne. Cela permet d'anticiper d'éventuels dysfonctionnements. L'automate 10 ajuste donc en permanence, en fonction des conditions opératoires, la vitesse de rotation de la pompe et le débit d'injection de diluant en I O veillant à respecter les plages de fonctionnement de l'installation, à savoir les plages de valeurs autorisées pour les différentes grandeurs physiques, ainsi que la plage de valeurs autorisée pour la vitesse de la pompe par le fabricant, comme mentionné plus haut. L'automate 10 est également paramétré de façon à minimiser le débit 15 d'injection de diluant. Le débit d'injection de diluant Qd;ivaä t est asservi : soit à la 'itesse de rotation de la pompe, selon la formule suivante : Qdiivant = k*(vitesse de la pompe) où k est une constante spécifique a chaque puits, définie par exemple par l'ingénieur réservoir. 20 - soit à la densité moyenne de l'effluent dans le tubage 1, selon la formule suivante : Qdiluant = k'*(API) où k' est une constante spécifique à chaque puits, définie par exemple par l'ingénieur réservoir, 25 et où API est l'indice de gravité de l'effluent. L'indice de gravité API est une échelle de valeurs arbitraire proposée par l'American Petroleum Institute (API) et le National Institute of Standards and Technology (NIST), utilisée pour mesurer la densité du pétrole brut. La mesure se fait en degrés API (°API). Plus un brut est léger (plus sa densité est faible), plus son 30 indice de gravité API est élevé. Dans le cas des bruts concernés par cette installation (huiles lourdes). l'indice de gravité API est typiquement compris entre 4 et 17. La formule pour déterminer l'API est la suivante : API=(141,5*10'ù131,5)/MV
R \nrcvas 261f";,2n42i-U71wm_dcmande FR depôt doc où MV est la masse volumique de l'effluent. La masse volumique MV de l'effluent est calculée de la façon suivante : MV = ((BHPd ûTHP)* 105) / 9,81 *H2 où BHPd est la pression de refoulement de la pompe, mesurée par le capteur 25, 5 où THP est la pression en tête de puits mesurée par le capteur 21, et où H2 est la hauteur entre les capteurs 21 et 25. Les capteurs 21 et 25 sont détaillés plus loin dans la description. Ils mesurent respectivement la pression en tête de puits et la pression de refoulement de la pompe De préférence, le débit d'injection de diluant est asservi à la vitesse de la 10 pompe. L'asservissement du débit d'injection de diluant à l'indice de gravité API est une variante. Dans cette variante, l'installation autorise un calcul en temps réel par l'automate de l'indice de gravité API. L'installation comporte une instrumentation particulière adaptée à ce calcul, notamment la présence des capteurs de pression 21 et 15 25. Les capteurs 21- 26, 30, qui mesurent chacun une grandeur physique surveillée par l'automate 10. sont reliés à ce dernier préférence par liaison filaire. L'installation comprend un premier capteur de pression 21, situé en tête de puits, par exemple à l'entrée de la canalisation d'évacuation d'effluent 6. Le capteur 20 de pression 21 permet de mesurer la pression en tête de puits, qui est une première grandeur physique participant aux conditions opératoires. Une valeur limite de pression en tête de puits est préprogrammée dans l'automate, par exemple 25 bars. Pour que le système se trouve dans des conditions opératoires satisfaisantes, la pression en tête de puits doit être inférieure à cette valeur limite. Si la grandeur 25 physique mesurée par le capteur 2] et transmise à l'automate 10 est proche de ou supérieure à la valeur préprogrammée, l'automate diminuera la vitesse de la pompe et réduira le débit d'injection de diluant. L'installation comprend un deuxième capteur de pression 25, situé en fond de puits, au niveau de la sortie de la pompe. Le deuxième capteur de pression 25 permet 30 de mesurer la pression de refoulement de la pompe, qui est une deuxième grandeur physique participant aux conditions opératoires. Comme mentionné plus haut, la mesure de la pression de refoulement de la pompe, associée à la mesure de la
R \Hre,etr^G4((CY,42 --@7o907-demande FR dcpo, doc pression en tête de puits, permet à l'automate de calculer l'indice de gravité API de l'effluent. L'installation comprend également un premier capteur de température 22, situé en tête de puits, par exemple à l'entrée de la canalisation d'évacuation 6. Le capteur de température 22 donne une valeur de température en tête de puits, qui est une troisième grandeur physique participant aux conditions opératoires. Cette valeur de température est reliée de façon homothétique au débit en tête de puits. Le débit maximal est préprogrammé dans l'automate par l'ingénieur réservoir, en fonction de quotas fixés pour le puits. Si le débit en tête de puits est proche de ou supérieur à la valeur préprogrammée, l'automate diminuera la vitesse de la pompe et réduira éventuellement le débit d'injection de diluant. L'installation comprend également un deuxième capteur de température 24, situé en fond de puits, par exemple à proximité de l'aspiration de la pompe 20. Ce capteur de température 24 permet de mesurer la température en fond de puits, qui est une quatrième grandeur physique participant aux conditions opératoires. Une augmentation de cette grandeur physique au-delà des valeurs mesurées dans les conditions opératoires normales signale un disfonctionnement de l'installation. En effet, au cas où un trou se formerait dans le tubulaire 2, de l'effluent présent dans le tubulaire passerais dans l'espace annulaire 5 par le trou. Ledit effluent ayant été chauffé par son passage par la pompe 20, la température de l'effluent à proximité de l'aspiration de la pompe est alors plus élevée que la normale une fois l'effluent venant du tubulaire mêlé à l'effluent en fond de puits. Ainsi, la température de l'effluent à proximité de l'aspiration de la pompe, mesurée par le capteur 24, doit être sensiblement constante lors du fonctionnement de l'installation. Si la température à proximité de l'aspiration de la pompe est proche de la valeur préprogrammée. l'automate diminuera la vitesse de la pompe et réduira éventuellement le débit d'injection de diluant. Une variation d'environ 2°C par rapport aux valeurs habituellement enregistrées signale un disfonctionnement, et l'automate diminuera progressivement la vitesse de la pompe et éventuellement le débit d'injection de diluant jusqu'à l'arrêt de l'installation. L'automate signale de plus à l'exploitant un percement du tubulaire. L'installation comprend un troisième capteur de pression 23, également situé en fond de puits, qui mesure la pression à l'aspiration de la pompe 20. et un quatrième
R 1Ares-eL 26400`?ii42iùU70'm7.d, Ide FR dcpar d,,c capteur de pression 30, situé à la sortie du tubage 1, dans l'espace annulaire 5, qui mesure la pression du gaz dans l'annulaire 5 à la tête du puits. Les grandeurs physiques mesurées par les capteurs 23 et 30 sont transmises à l'automate 10. qui calcule la hauteur de l'effluent situé au dessus de la pompe. En effet, une cinquième grandeur physique participant aux conditions opératoires est la hauteur de submergence. Pour un fonctionnement correct de l'installation, la pompe doit toujours être immergée, et une valeur minimale de hauteur de submergence est préprogrammée dans l'automate par l'ingénieur réservoir. Le calcul de la hauteur de submergence de la pompe fait également intervenir l'indice de gravité API de l'effluent (calculée à partir des mesures réalisées par les capteurs 21 et 25) et la température en fond de puits (mesurée par le capteur 24). Si l'une ou l'autre de ces mesures n'est pas disponible. l'automate peut utiliser des valeurs par défaut pour le calcul de la hauteur de submergence de la pompe. Ces valeurs par défaut sont préalablement fournies par l'ingénieur réservoir.
Si la hauteur de submergence calculée par l'automate est proche de ou supérieure à la valeur préprogrammée, l'automate optimisera la vitesse de la pompe et éventuellement le débit d'injection de diluant. L'installation comprend également, de façon optionnelle, un capteur de vibrations 26, situé au refoulement de la pompe. Le capteur de vibrations 26 permet de mesurer l'ensemble des vibrations de l'effluent selon trois axes orthogonaux entre eux, qui est une sixième grandeur physique participant aux conditions opératoires. Les vibrations de l'effluent doivent être inférieures à une valeur limite prédéterminée pour éviter des disfonctionnements. Par exemple, une teneur en gaz élevée à l'aspiration ou un problème mécanique va entraîner des vibrations supérieures à celles mesurées dans des conditions opératoires normales. Si ces vibrations sont proches de ou supérieures à la valeur préprogrammée, l'automate diminuera la vitesse de la pompe et éventuellement le débit d'injection de diluant. Comme on l'a vu plus haut, l'installation comprend, de façon optionnelle, un quatrième capteur de pression 30, situé dans l'espace annulaire 5. Le quatrième capteur de pression 30 mesure la pression dans l'espace annulaire, qui est une septième grandeur physique participant aux conditions opératoires. La pression dans l'espace annulaire rie doit pas dépasser une certaine valeur prédéterminée, sinon le gaz contenu dans l'effluent passe à l'aspiration de la pompe et entraîne la casse de
R 1R recru..'(4(1ä92>--^3 dcm:wde R depor do cette dernière. Si la pression dans l'espace annulaire est proche de ou supérieure à une valeur préprogrammée par l'ingénieur réservoir, l'automate diminuera la vitesse de la pompe et éventuellement le débit d'injection de diluant. Tous ces capteurs 21-26. 30, dont les données sont surveillées par l'automate 10, permettent à la pompe d'avoir une durée de vie la plus longue possible. Les valeurs limites prédéterminées sont fixées par l'utilisateur de l'installation en fonction des caractéristiques du puits. Le procédé de production d'hydrocarbures va à présent être décrit. La figure 2 représente une courbe de l'évolution de la vitesse et du débit de diluant en fonction du temps. Comme représenté sur la figure 2, le procédé de production d'hydrocarbures comprend au moins deux phases : une première phase 50, qui correspond à la mise en débit du puits, et une deuxième phase 55, qui correspond au régime établi. La première phase 50 commence par une étape 51 de préparation du puits. Pendant cette étape, l'automate 10 ouvre la vanne 13 de façon à injecter du fluide d'allègement au fond du puits. Parallèlement, l'automate 10 ouvre la vanne de régulation 7 du débit d'effluent et la vanne de régulation 28 du débit de gaz. Ainsi. l'effluent est prêt à être produit et l'espace annulaire commence à être ventilé. La première phase 50 comprend ensuite une étape 56. pendant laquelle l'injection de diluant est maximale. Le débit de diluant est égal à un débit de démarrage prédéterminé. La première phase 50 se poursuit par une étape 52. Après une temporisation lancée à l'étape 51. l'automate 10 démarre le moteur de la pompe. Pour cette étape, la vitesse est fixée à une première valeur, par exemple 50 rpm, de façon à ce que la pompe effectue une première accélération. En effet, il est préférable de réaliser le remplissage du tubulaire à faible vitesse. La première phase 50 se poursuit par une étape 53 : lorsque la vitesse de la pompe a atteint la première valeur, elle se stabilise à cette vitesse durant une temporisation qui correspond au temps nécessaire pour que le volume de diluant injecté soit égal à 2 fois le volume de la partie horizontale du drain. La première phase 50 se poursuit par une étape 54 : une fois que la vitesse est stabilisée et que le volume de diluant injecté a atteint la volume souhaité, la pompe effectue une deuxième accélération jusqu'à ce que la valeur cible soit atteinte. Cette
R `.Fir,s t5 2(4û0,,2o425ù070907-demande FR dcpbt do. valeur cible peut être. comme mentionné plus haut, une valeur de débit d'effluent en tête de puits, une valeur de pression de l'effluent à l'aspiration de la pompe, un niveau de submergence de la pompe ou encore une valeur de vitesse de rotation de la pompe prédéterminée. Cette valeur cible est choisie par l'ingénieur réservoir dans une étape préalable à la première phase 50 du procédé. La première phase 50 se poursuit par une étape 57 de réduction de l'injection de diluant. Cette étape commence lorsque le volume de diluant injecté depuis l'étape 51 est égal à 3 fois le volume de la partie horizontale du drain. L'automate calcule alors. selon le type d'asservissement choisi (asservissement à la vitesse de rotation de la pompe ou bien à l'indice de gravité API), une valeur cible de débit de diluant à injecter. L'automate va alors agir sur la vanne 13 de régulation du débit de diluant pour réduire le débit d'injection de diluant de façon à se rapprocher de la valeur cible. Pendant cette étape, les conditions opératoires doivent être normales, c'est-à-dire que la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques doivent être chacune comprise dans une plage de valeurs prédéterminée. Sinon, l'automate répond comme cela a été vu plus haut. Le procédé se poursuit par la deuxième phase 55. qui correspond au régime de production continu et stable. La vitesse est asservie sur la production cible choisie (débit de l'effluent en tête de puits, pression de l'effluent à l'aspiration de la pompe ou niveau de submergence de la pompe) tout en respectant les limitations. Le débit de diluent injecté est asservi soit à la vitesse de rotation de la pompe soit à l'indice de gravité API calculé en temps réel à partir des mesures réalisées par les capteurs de pression, comme cela a été vu plus haut. Les conditions opératoires doivent être normales, c'est-à-élire que la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques doivent être chacune comprise dans une plage de valeurs prédéterminée. Ainsi, l'automate 10 contrôle en temps réel l'installation en régulant la vitesse de la pompe et en minimisant la quantité de diluant injectée en fonction des grandeurs physiques de façon à ce que la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques soient chacune comprise dans une plage de valeurs prédéterminée.
Ainsi, l'invention permet d'assurer un bon fonctionnement de la pompe et une bonne productivité du puits. tout en assurant une consommation minimum de fluide d'allègement.
R lBrecets (400\264 25--07000 7-delnund. FR dcpot do( L'automate 1.0 est également connecté à la vanne 28 de régulation du débit de gaz et au débitmètre 29 disposés dans la canalisation d'évacuation du gaz 27. Lorsque la pression mesurée par le capteur 30 dans l'espace annulaire 5 dépasse une valeur limite prédéterminée, l'automate 10 peut augmenter le débit du gaz évacué pour faire diminuer la pression dans l'espace annulaire 5. Bien entendu, la présente invention n'est pas limitée aux modes de réalisation décrits à titre d'exemple ; ainsi, un additif supplémentaire type anti-mousse ou antidépôt peut également être injecté dans le puits par un autre système d'injection. R VPrucets'263r,C12n.12 -_U7(!9n î-dern:mde 1 R depdt do,
Claims (14)
1. Installation de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde à partir d'au moins un puits. l'installation comprenant : - un système (9. 11-16) d'injection en fond de puits de fluide d'allègement d'effluent, - une pompe (20) d'évacuation d'effluent, - une pluralité de capteurs (21-26, 30) de mesure de grandeurs physiques relatives à l'installation. - un automate (10) adapté à optimiser le débit d'injection de fluide d'allègement et à réguler la vitesse de la pompe (20) en fonction des grandeurs physiques et d'une valeur cible de production prédéterminée, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée.
2. Installation de production d'hydrocarbures selon la revendication 1, dans laquelle le débit d'injection de diluant est proportionnel à la vitesse de la pompe.
3. Installation de production d'hydrocarbures selon la revendication 1, dans laquelle le débit d'injection de diluant est proportionnel à l'indice de gravité de l'effluent.
4. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 3. clans laquelle un des capteurs est un premier capteur de pression (21) adapté à être situé en tête de puits et un autre capteur est un deuxième capteur de pression (25) adapté à être situé au refoulement de la pompe, l'automate (10) étant adapté à calculer l'indice de gravité de l'effluent en fonction des données fournies par lesdits premier et deuxième capteurs de pression (21, 25).
5. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 4, dans laquelle un des capteurs est un premier capteur de température (22) adapté à être situé en tête de puits. l'automate (10) étant adapté à surveiller le débit d'effluent en tête de puits en fonction des données fournies par ledit premier capteur de température (22). R'.Rrevots"t40( l25--0709n7-demaid< FR de ,t doc
6. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 5, dans laquelle un des capteurs est un deuxième capteur de température (24) adapté à être situé à l'aspiration de la pompe (20), l'automate (10) étant adapté à surveiller l'apparition d'un trou dans un tubulaire (2) d'évacuation de l'effluent depuis la pompe en fonction des données fournies par ledit deuxième capteur de température (24).
7. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 6, dans laquelle un des capteurs est un capteur de vibrations (26) adapté à être situé au refoulement de la pompe (20), l'automate (10) étant adapté à surveiller l'apparition de vibrations excessives de la pompe en fonction des données fournies par ledit I O capteur de vibrations (26).
8. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 7. dans laquelle deux des capteurs sont des troisième et quatrième capteurs de pression (23. 30) adaptés à être situés respectivement à l'aspiration de la pompe et à la sortie d'un tubage (1) dans un espace annulaire (5), l'automate (10) étant adapté à 15 calculer la hauteur de submergence de la pompe (20) en fonction des données fournies par lesdits troisième et quatrième capteur de pression (23, 30).
9. Installation de production d'hydrocarbures selon la revendication 8. dans laquelle l'automate (10) est adapté à optimiser la hauteur d'effluent au-dessus de la pompe (20) en régulant la ventilation d'un espace annulaire (5) comprenant du gaz. 20
10. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 9, dans laquelle un des capteurs est un quatrième capteur de pression (30) adapté à être situé dans un espace annulaire (5), l'automate (10) étant adapté à surveiller le passage de gaz par la pompe en fonction des données fournies par ledit quatrième capteur de pression (30). 25
11. Installation de production d'hydrocarbures selon l'une des revendications 1 à 10, dans laquelle le fluide d'allègement est un diluant. R ".Aresels 2(, n1) 12i-o,(O dci -de FR dcpôt dol
12. Procédé de production d'effluent d'hydrocarbures à base d'huile lourde dans une installation selon l'une des revendications 1 à 11, le procédé comprenant la phase suivante : - une phase (55) de régime de production stable et continu, mise en oeuvre par l'automate (10), la phase (55) de régime de production stable et continu comprenant l'optimisation du débit d'injection de fluide d'allègement et la régulation de la vitesse de la pompe (20) en fonction des grandeurs physiques et de la valeur cible, la vitesse de la pompe et les grandeurs physiques étant chacune comprises dans une plage de valeurs prédéterminée.
13. Procédé de production selon la revendication 12, comprenant en outre, avant la phase (55) de régime de production stable et continu, une phase (50) de mise en débit d'un puits, la phase (50) de mise en débit du puits comprenant les étapes suivantes : - une étape (51) d'injection en fond du puits par l'automate (10) de fluide d'allègement d'effluent, - une étape (52) de mise en route par l'automate (10) d'une pompe (20) d'évacuation d'effluent, - une étape (53) de stabilisation de la vitesse à une première valeur pendant une durée déterminée, - une étape (54) d'augmentation de la vitesse de la pompe par l'automate (10) jusqu'à ce qu'une valeur cible soit atteinte, - une étape (57) de diminution de l'injection de fluide d'allègement - avec une surveillance par l'automate (10) des grandeurs physiques grâce à la pluralité de capteurs (21-26, 30) pendant la phase (50) de mise en débit du puits.
14. Procédé de production selon la revendication 12 ou 13, dans lequel une étape de minimisation du débit d'injection de fluide d'allègement et de régulation de la vitesse de la pompe comprend l'étape suivante : -lorsqu'au moins une grandeur physique sort de la plage de valeurs prédéterminée, la vitesse de la pompe et le débit d'injection de fluide sont augmentés ou diminués par l'automate (10) jusqu'à ce que chaque grandeur physique soit de nouveau comprise dans la plage de valeurs correspondante prédéterminée. R:\Brevets\26400\26425--070907-demande FR dépôt. doc
Priority Applications (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0706348A FR2920817B1 (fr) | 2007-09-11 | 2007-09-11 | Installation et procede de production d'hydrocarbures |
| PCT/FR2008/001260 WO2009066034A2 (fr) | 2007-09-11 | 2008-09-09 | Installation et procede de production d'hydrocarbures |
| US12/677,820 US8757255B2 (en) | 2007-09-11 | 2008-09-09 | Hydrocarbons production installation and method |
| CA2699203A CA2699203C (fr) | 2007-09-11 | 2008-09-09 | Installation et procede de production d'hydrocarbures |
| ARP080103940A AR068407A1 (es) | 2007-09-11 | 2008-09-10 | Instalacion y metodo de produccion de hidrocarburos |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0706348A FR2920817B1 (fr) | 2007-09-11 | 2007-09-11 | Installation et procede de production d'hydrocarbures |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2920817A1 true FR2920817A1 (fr) | 2009-03-13 |
| FR2920817B1 FR2920817B1 (fr) | 2014-11-21 |
Family
ID=39432594
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR0706348A Expired - Fee Related FR2920817B1 (fr) | 2007-09-11 | 2007-09-11 | Installation et procede de production d'hydrocarbures |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8757255B2 (fr) |
| AR (1) | AR068407A1 (fr) |
| CA (1) | CA2699203C (fr) |
| FR (1) | FR2920817B1 (fr) |
| WO (1) | WO2009066034A2 (fr) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8757255B2 (en) | 2007-09-11 | 2014-06-24 | Total S.A. | Hydrocarbons production installation and method |
Families Citing this family (41)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8757259B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8210251B2 (en) * | 2009-04-14 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed tubular cutter system |
| US9556715B2 (en) * | 2011-02-23 | 2017-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Gas production using a pump and dip tube |
| NO20111436A1 (no) * | 2011-10-21 | 2013-04-22 | Petroleum Technology Co As | Pluggsensor for temperatur- og trykkovervaking i en olje-/gassbronn |
| AU2012370482B2 (en) * | 2012-02-24 | 2016-06-30 | Landmark Graphics Corporation | Determining optimal parameters for a downhole operation |
| US10119381B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-11-06 | U.S. Well Services, LLC | System for reducing vibrations in a pressure pumping fleet |
| US10036238B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-07-31 | U.S. Well Services, LLC | Cable management of electric powered hydraulic fracturing pump unit |
| US9410410B2 (en) | 2012-11-16 | 2016-08-09 | Us Well Services Llc | System for pumping hydraulic fracturing fluid using electric pumps |
| US9650879B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-05-16 | Us Well Services Llc | Torsional coupling for electric hydraulic fracturing fluid pumps |
| US9745840B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-08-29 | Us Well Services Llc | Electric powered pump down |
| US10526882B2 (en) | 2012-11-16 | 2020-01-07 | U.S. Well Services, LLC | Modular remote power generation and transmission for hydraulic fracturing system |
| US11449018B2 (en) | 2012-11-16 | 2022-09-20 | U.S. Well Services, LLC | System and method for parallel power and blackout protection for electric powered hydraulic fracturing |
| US9995218B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-06-12 | U.S. Well Services, LLC | Turbine chilling for oil field power generation |
| US10232332B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-03-19 | U.S. Well Services, Inc. | Independent control of auger and hopper assembly in electric blender system |
| US10407990B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-09-10 | U.S. Well Services, LLC | Slide out pump stand for hydraulic fracturing equipment |
| US9893500B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-02-13 | U.S. Well Services, LLC | Switchgear load sharing for oil field equipment |
| US11959371B2 (en) | 2012-11-16 | 2024-04-16 | Us Well Services, Llc | Suction and discharge lines for a dual hydraulic fracturing unit |
| US10254732B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-04-09 | U.S. Well Services, Inc. | Monitoring and control of proppant storage from a datavan |
| US9970278B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-05-15 | U.S. Well Services, LLC | System for centralized monitoring and control of electric powered hydraulic fracturing fleet |
| US10020711B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-07-10 | U.S. Well Services, LLC | System for fueling electric powered hydraulic fracturing equipment with multiple fuel sources |
| US11476781B2 (en) | 2012-11-16 | 2022-10-18 | U.S. Well Services, LLC | Wireline power supply during electric powered fracturing operations |
| WO2015069968A1 (fr) * | 2013-11-08 | 2015-05-14 | Schlumberger Canada Limited | Système et méthodologie d'alimentation en diluant |
| WO2015070913A1 (fr) * | 2013-11-14 | 2015-05-21 | Statoil Petroleum As | Système de commande de puits |
| WO2015074717A1 (fr) * | 2013-11-22 | 2015-05-28 | Statoil Petroleum As | Mesure du taux de production d'hydrocarbures lourds |
| CA2908276C (fr) | 2014-10-14 | 2022-11-01 | Us Well Services Llc | Alimentation parallele et protection contre une panne totale pour la fracturation hydraulique electrique |
| BR112018007900B8 (pt) * | 2015-10-22 | 2023-04-18 | Statoil Petroleum As | Método e sistema para a otimização da adição de diluente a um poço de petróleo compreendendo uma bomba de fundo de poço |
| US12078110B2 (en) | 2015-11-20 | 2024-09-03 | Us Well Services, Llc | System for gas compression on electric hydraulic fracturing fleets |
| WO2017106865A1 (fr) * | 2015-12-19 | 2017-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Fonctionnement automatisé d'un équipement de pompage de site de forage |
| US11181107B2 (en) | 2016-12-02 | 2021-11-23 | U.S. Well Services, LLC | Constant voltage power distribution system for use with an electric hydraulic fracturing system |
| US11067481B2 (en) | 2017-10-05 | 2021-07-20 | U.S. Well Services, LLC | Instrumented fracturing slurry flow system and method |
| CA3078879A1 (fr) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | U.S. Well Services, LLC | Systeme et procede de fracturation automatique |
| AR114805A1 (es) | 2017-10-25 | 2020-10-21 | U S Well Services Llc | Método y sistema de fracturación inteligente |
| US10598258B2 (en) | 2017-12-05 | 2020-03-24 | U.S. Well Services, LLC | Multi-plunger pumps and associated drive systems |
| WO2019113153A1 (fr) | 2017-12-05 | 2019-06-13 | U.S. Well Services, Inc. | Configuration de pompage de puissance élevée pour un système de fracturation hydraulique électrique |
| US11114857B2 (en) | 2018-02-05 | 2021-09-07 | U.S. Well Services, LLC | Microgrid electrical load management |
| AR115054A1 (es) | 2018-04-16 | 2020-11-25 | U S Well Services Inc | Flota de fracturación hidráulica híbrida |
| US10920508B2 (en) * | 2018-07-10 | 2021-02-16 | Peter R. Harvey | Drilling motor having sensors for performance monitoring |
| CN109184650A (zh) * | 2018-09-07 | 2019-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 热力采油泵下掺稀系统 |
| US10625222B1 (en) * | 2018-09-28 | 2020-04-21 | Uop Llc | Process and apparatus for controlling anti-foam injection using a differential pressure transmitter |
| CO2019004629A1 (es) * | 2019-05-06 | 2020-11-10 | Ecopetrol Sa | Proceso de control de inyección de diluyente en fondo de pozo para dilucion de crudo extrapesado |
| US11851996B2 (en) * | 2020-12-18 | 2023-12-26 | Jack McIntyre | Oil production system and method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0549439A1 (fr) * | 1991-12-27 | 1993-06-30 | Institut Français du Pétrole | Procédé et dispositif permettant d'optimiser le transfert par pompage d'effluents polyphasiques |
| US6041856A (en) * | 1998-01-29 | 2000-03-28 | Patton Enterprises, Inc. | Real-time pump optimization system |
| US6343656B1 (en) * | 2000-03-23 | 2002-02-05 | Intevep, S.A. | System and method for optimizing production from a rod-pumping system |
| US20050166961A1 (en) * | 1998-12-21 | 2005-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop additive injection and monitoring system for oilfield operations |
| GB2419905A (en) * | 2004-11-09 | 2006-05-10 | Schlumberger Holdings | Enhancing flow through a well pump |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3016833A (en) * | 1959-05-29 | 1962-01-16 | James R Creed | Apparatus for and method of producing heavy oil |
| US3175514A (en) * | 1963-01-28 | 1965-03-30 | Brunn Knud I | Apparatus for gas lift production of liquid from wells |
| US3568771A (en) * | 1969-04-17 | 1971-03-09 | Borg Warner | Method and apparatus for lifting foaming crude by a variable rpm submersible pump |
| FR2551804B1 (fr) * | 1983-09-12 | 1988-02-05 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif utilisable notamment pour le pompage d'un fluide tres visqueux et/ou contenant une proportion notable de gaz, particulierement pour la production de petrole |
| US7246662B2 (en) * | 2004-03-30 | 2007-07-24 | Core Laboratories Canada Ltd | Systems and methods for controlling flow control devices |
| FR2920817B1 (fr) | 2007-09-11 | 2014-11-21 | Total Sa | Installation et procede de production d'hydrocarbures |
-
2007
- 2007-09-11 FR FR0706348A patent/FR2920817B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-09-09 US US12/677,820 patent/US8757255B2/en active Active
- 2008-09-09 CA CA2699203A patent/CA2699203C/fr active Active
- 2008-09-09 WO PCT/FR2008/001260 patent/WO2009066034A2/fr active Application Filing
- 2008-09-10 AR ARP080103940A patent/AR068407A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0549439A1 (fr) * | 1991-12-27 | 1993-06-30 | Institut Français du Pétrole | Procédé et dispositif permettant d'optimiser le transfert par pompage d'effluents polyphasiques |
| US6041856A (en) * | 1998-01-29 | 2000-03-28 | Patton Enterprises, Inc. | Real-time pump optimization system |
| US20050166961A1 (en) * | 1998-12-21 | 2005-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop additive injection and monitoring system for oilfield operations |
| US6343656B1 (en) * | 2000-03-23 | 2002-02-05 | Intevep, S.A. | System and method for optimizing production from a rod-pumping system |
| GB2419905A (en) * | 2004-11-09 | 2006-05-10 | Schlumberger Holdings | Enhancing flow through a well pump |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8757255B2 (en) | 2007-09-11 | 2014-06-24 | Total S.A. | Hydrocarbons production installation and method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009066034A3 (fr) | 2009-07-16 |
| US20100200224A1 (en) | 2010-08-12 |
| CA2699203A1 (fr) | 2009-05-28 |
| CA2699203C (fr) | 2016-10-11 |
| AR068407A1 (es) | 2009-11-18 |
| US8757255B2 (en) | 2014-06-24 |
| WO2009066034A2 (fr) | 2009-05-28 |
| FR2920817B1 (fr) | 2014-11-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2699203C (fr) | Installation et procede de production d'hydrocarbures | |
| EP0549439B1 (fr) | Procédé et dispositif permettant d'optimiser le transfert par pompage d'effluents polyphasiques | |
| FR2551804A1 (fr) | Dispositif utilisable notamment pour le pompage d'un fluide tres visqueux et/ou contenant une proportion notable de gaz, particulierement pour la production de petrole | |
| FR2910922A1 (fr) | Controle de pompe pour essai de couches | |
| FR2783557A1 (fr) | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures active par injection de gaz | |
| EP2683458A1 (fr) | Séparateur à écoulement cyclonique | |
| WO2010122516A2 (fr) | Procede d'extraction d'hydrocarbures d'un reservoir et une installation d'extraction d'hydrocarbures | |
| CA2282872C (fr) | Methode de conduite d'un dispositif de transport d'hydrocarbures entre des moyens de production et une unite de traitement | |
| CA2282874C (fr) | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures de type eruptif | |
| FR2787827A1 (fr) | Methode de reglage a une valeur objectif d'un niveau de liquide de forage dans un tube prolongateur d'une installation de forage d'un puits et dispositif pour la mise en oeuvre de cette methode | |
| EP0843124B1 (fr) | Procédé de transport d'un fluide dans une conduite comportant une structure poreuse | |
| FR2772915A1 (fr) | Methode et dispositif de debitmetrie polyphasique | |
| FR2694785A1 (fr) | Méthode et système d'exploitation de gisements pétroliers. | |
| FR2940346A1 (fr) | Procede de chauffage d'un reservoir d'hydrocarbures | |
| EP0917905A1 (fr) | Dispositif et procédé de compression diphasique d'un gaz soluble dans un solvant | |
| EP3334898B1 (fr) | Installation sous-marine de séparation gaz/liquide | |
| FR2942265A1 (fr) | Procede de conduite d'installation de production d'hydrocarbures | |
| WO2012168614A2 (fr) | Procede de determination de la reponse complexe d'une strate permeable | |
| CA2784427C (fr) | Procede d'extraction d'hydrocarbures | |
| EP0989306A1 (fr) | Système de compression-pompage comportant une section de compression en fonctionnement alterné et son procédé | |
| EP0089294A1 (fr) | Procédé et installation de lixiviation in situ de minerai | |
| FR3067408B1 (fr) | Procede de commande ameliore pour moteur d'engin spatial | |
| EP3058167B1 (fr) | Installation de production d'hydrocarbures, procede de production et procede de mise a niveau | |
| EP0172971A1 (fr) | Production de gisements d'hydrocarbures avec réinjection d'effluents dans le gisement | |
| EP3371498B1 (fr) | Conduite, procédé de régulation de la hauteur d'eau dans la conduite et méthode de mise en place associée |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 10 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 11 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 12 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 13 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 14 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 15 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 16 |
|
| TP | Transmission of property |
Owner name: TOTALENERGIES ONETECH, FR Effective date: 20230314 |
|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20240505 |