FR2925569A1

FR2925569A1 - PROCESS FOR CONDUCTING A HYDROCARBON PRODUCTION WELL

Info

Publication number: FR2925569A1
Application number: FR0708945A
Authority: FR
Inventors: Pierre Lemetayer; Laurent Brunet; Nguete Emmanuel Toguem
Original assignee: Total SE
Current assignee: TotalEnergies Onetech SAS
Priority date: 2007-12-20
Filing date: 2007-12-20
Publication date: 2009-06-26
Anticipated expiration: 2027-12-20
Also published as: FR2925569B1; WO2009087444A1

Abstract

L'invention se rapporte à procédé de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures activé par un système (10) de pompage comprenant:- une pompe (24) en fond de puits,- un moteur (26) d'entraînement de la pompe alimenté par un câble (28) d'alimentation,- une duse (44, 56) de sortie d'hydrocarbure,le procédé comprenant, préalablement à l'alimentation du moteur (26), une étape de- décompression en amont de la duse (44, 56) de sortie d'hydrocarbure jusqu'à une pression prédéterminée, la vitesse de décompression étant contrôlée en fonction de la variation de la pression en tête de puits.Le contrôle de la vitesse de décompression permet d'éviter des variations brutales de pression de la préparation du puits, avant le démarrage de la pompe.The invention relates to a method for driving a hydrocarbon production well activated by a pumping system (10) comprising: - a pump (24) downhole, - a drive motor (26) the pump fed by a supply cable (28), - a hydrocarbon outlet choke (44, 56), the method comprising, prior to feeding the motor (26), a decompression step upstream of the hydrocarbon outlet choke (44, 56) to a predetermined pressure, the decompression rate being controlled as a function of the variation of the pressure at the wellhead.The control of the decompression rate makes it possible to avoid sudden changes in pressure of the well preparation before starting the pump.

Description

PROCEDE DE CONDUITE D'UN PUITS DE PRODUCTION D'HYDROCARBURES L'invention se rapporte à un procédé de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures. The invention relates to a method for conducting a hydrocarbon production well.

L'invention concerne une séquence de démarrage d'un puits équipé d'une pompe ESP (en anglais Electric Submersible Pump ou, en français, pompe électrique immergée). The invention relates to a startup sequence of a well equipped with an ESP pump (in English Electric Submersible Pump or, in French, submerged electric pump).

On connaît un grand nombre de dispositifs qui permettent d'optimiser le A large number of devices are known that make it possible to optimize the

fonctionnement de puits équipés de pompes ESP. Ces dispositifs ont pour principal objectif la surveillance de l'endommagement du puits et de la pompe : un ensemble de capteurs surveillent en permanence plusieurs paramètres, et transmettent ces informations à un automate. Si l'automate détecte que l'un l'ou l'autre de ces paramètres s'éloigne d'une valeur de consigne, l'automate ordonne une action operation of wells equipped with ESP pumps. These devices have for main objective the monitoring of the damage of the well and the pump: a set of sensors continually monitor several parameters, and transmit this information to a PLC. If the controller detects that one or the other of these parameters is moving away from a set value, the automaton orders an action

corrective à un actionneur, qui peut être par exemple la diminution de la vitesse de rotation de la pompe, l'ouverture d'une vanne... corrective to an actuator, which can be for example the reduction of the speed of rotation of the pump, the opening of a valve ...

De tels dispositifs sont efficaces en mode stabilisé, quand on peut définir des valeurs de consigne limites pour un ou plusieurs paramètres mesurés par des capteurs. Such devices are effective in stabilized mode, when limit setpoints can be set for one or more parameters measured by sensors.

Toutefois, les contraintes les plus importantes subies par la pompe se font lors du démarrage (ou redémarrage) du puits. Pour éviter des contraintes excessives, qui peuvent provoquer un vieillissement prématuré de la pompe, il est préférable de réaliser le démarrage du puits selon une séquence bien déterminée. However, the most important constraints experienced by the pump are during the start (or restart) of the well. To avoid excessive stress, which can cause premature aging of the pump, it is preferable to start the well in a specific sequence.

Le document FR-A-2 775 018 décrit une méthode de conduite d'un puits de Document FR-A-2,775,018 describes a method for driving a well of

production d'huile et de gaz activé par un système de pompage, comprenant, placés en fond de puits, une pompe immergée entraînée par un moteur électrique absorbant un courant d'intensité connue, ledit puits comportant à sa partie supérieure une duse de sortie de l'huile et une duse pour ventilation de gaz. La méthode comporte une phase de démarrage qui consiste à dérouler les étapes suivantes: production of oil and gas activated by a pumping system, comprising, placed at the bottom of the well, a submersible pump driven by an electric motor absorbing a current of known intensity, said well having at its upper part a discharge nozzle of oil and a choke for gas ventilation. The method has a start-up phase consisting of the following steps:

- une étape de préparation consistant à agir sur la duse pour ventilation de gaz pour amener la pression en amont de ladite duse à une valeur de démarrage prédéterminée, à agir sur la cluse de sortie de l'huile pour amener la pression en amont de ladite cluse à une valeur de démarrage prédéterminée, refermer la duse de sortie de l'huile, vérifier que, le moteur électrique étant non alimenté, I'état de la a preparation step of acting on the gas vent choke to bring the pressure upstream of said choke to a predetermined start value, to act on the oil outlet cluse to bring the pressure upstream of said cluse at a predetermined starting value, close the oil outlet choke, check that, since the electric motor is not powered, the condition of the

pompe est compatible avec un démarrage, pump is compatible with a start,

- une étape de mise en débit consistant à alimenter progressivement le moteur .4 jusqu'à ce que la pompe tourne à une vitesse minimale prédéterminée, à vérifier après temporisation que la pression en amont de la cluse de sortie de l'huile dépasse un R\Brevets\27100'27129-Total-FCW127129--071212-demande FRdoc - 12:12107 -1212 - 1115 seuil de remontée de pression prédéterminé, à vérifier après temporisation que l'intensité absorbée par le moteur électrique dépasse un seuil prédéterminé, à laisser tourner la pompe si ces deux seuils sont dépassés sinon arrêter la pompe, à augmenter progressivement l'ouverture de la duse de sortie de l'huile jusqu'à une valeur prédéterminée, à attendre pendant une durée de stabilisation prédéterminée, à contrôler le bon fonctionnement en effectuant simultanément des vérifications sur l'intensité absorbée par le moteur, et sur la production du puits au moyen d'au moins un indicateur de production, à réguler la pression amont de la cluse pour ventilation de gaz à la valeur de démarrage prédéterminée. a flow-rate step consisting of progressively feeding the engine 4 until the pump rotates at a predetermined minimum speed, to verify after time delay that the pressure upstream of the oil outlet nozzle exceeds a maximum Patent pending the threshold of predetermined pressure rise, to be verified after delay that the intensity absorbed by the electric motor exceeds a predetermined threshold, to let the pump run if these two thresholds are exceeded if not stop the pump, gradually increase the opening of the oil outlet choke to a predetermined value, wait for a predetermined stabilization period, control the correct operation by carrying out checks simultaneously on the intensity absorbed by the engine, and on the production of the well by means of at least one production indicator, to regulate the upstream pressure of the cluse for gas ventilation at the predetermined start value.

L'inconvénient de ce dispositif est qu'au cours de l'étape de préparation, la variation de la pression en amont des duses de sortie d'huile et de ventilation de gaz n'est pas convenablement contrôlée. Dans le cas des puits éruptifs, la valeur de pression de décompression peut ne jamais être atteinte, ce qui bloque le fonctionnement du système. Inversement, si cette valeur de pression de décompression est atteinte trop rapidement, on a un risque d'endommagement des installations de surface, et du câble. Pour cela, il est proposé un procédé de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures activé par un système de pompage comprenant : - une pompe en fond de puits, - un moteur d'entraînement de la pompe alimenté par un câble d'alimentation, - une duse de sortie d'hydrocarbure, le procédé comprenant, préalablement à l'alimentation du moteur, une étape de -décompression en amont de la duse de sortie d'hydrocarbure jusqu'à une pression prédéterminée, la vitesse de décompression étant contrôlée en fonction de la variation de la pression en tête de puits. Selon une variante, la vitesse de décompression est contrôlée en outre en fonction de la variation de la pression en fond de puits. Selon une variante, la vitesse de décompression est contrôlée en outre en fonction de la variation de la pression à l'aspiration de la pompe. The disadvantage of this device is that during the preparation step, the variation of the pressure upstream of the oil outlet and gas ventilation chokes is not properly controlled. In the case of eruptive wells, the decompression pressure value may never be reached, which blocks the operation of the system. Conversely, if this decompression pressure value is reached too quickly, there is a risk of damage to the surface installations and the cable. For this, there is provided a method of driving a hydrocarbon production well activated by a pumping system comprising: - a downhole pump, - a motor driving the pump powered by a cable of supply, - a hydrocarbon outlet nozzle, the method comprising, prior to feeding the engine, a de-compression step upstream of the hydrocarbon outlet nozzle to a predetermined pressure, the decompression rate being controlled according to the variation of the pressure at the wellhead. Alternatively, the decompression rate is further controlled as a function of the variation of the downhole pressure. According to one variant, the decompression speed is furthermore controlled as a function of the variation of the suction pressure of the pump.

Selon une variante, la duse de sortie d'hydrocarbure est une duse de sortie d'huile. Selon une variante, la duse de sortie d'hydrocarbure est une duse de sortie d'huile et le système de pompage comprend en outre une duse de sortie de gaz, l'étape de décompression comprend en outre la décompression en amont de la cluse de sortie de gaz. Selon une variante, le procédé comprend en outre, après l'étape de décompression et préalablement à l'alimentation du moteur, une étape de surveillance de la hauteur d'immersion de la pompe dans le puits. R:\Brevets`27100\27129-Total-FCW127129--071212-demande FR.doc - 12'12!07 -12:12 - 211$ Selon une variante, la surveillance de la hauteur d'immersion est effectuée par mesure de la pression en fond de puits. Selon une variante, le système de pompage comprenant en outre des vannes de sécurité dans le puits et en surface, le procédé comprenant, préalablement à l'étape de décompression, une étape de contrôle du fonctionnement des vannes de sécurité. Selon une variante, le système de pompage comprend en outre des vannes de sécurité dans le puits et en surface, le procédé comprenant, après l'alimentation du moteur, une étape de contrôle du positionnement des vannes de sécurité. Selon une variante, le procédé comprend en outre une étape d'arrêt simple du système de pompage si les étapes de contrôle ou de surveillance ne sont pas validées. Selon une variante, l'étape d'arrêt simple comprend la fermeture d'une vanne de conduite en surface et une étape de réinitialisation du procédé de conduite. Selon une variante, le procédé comprend en outre une étape d'arrêt verrouillé du système de pompage si les étapes de contrôle ou de surveillance ne sont pas validées au bout d'un nombre déterminé de tentatives. Selon une variante, l'étape d'arrêt verrouillé comprend la fermeture d'une vanne de conduite et le procédé de conduite ne peut être réinitialisé que par l'intervention d'un opérateur. 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 représentation schématique d'un système de pompage dans un puits de production d'hydrocarbures. L'invention se rapporte à un procédé de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures activé par un système de pompage. Le système comporte une pompe de fond de puits, un moteur d'entraînement de la pompe alimenté par un câble d'alimentation et une duse de sortie d'hydrocarbure. Le procédé comprend, préalablement à l'alimentation du moteur, une étape de décompression en amont de la duse de sortie d'hydrocarbure jusqu'à une pression prédéterminée, la vitesse de décompression étant contrôlée en fonction de la variation de la pression en tête de puits. Le contrôle de la vitesse de décompression permet d'éviter des variations brutales de pression de la préparation du puits, avant le démarrage de la pompe. Ces variations brutales étant néfastes pour les installations de surface, le procédé permet donc de protéger les installations de surface. According to one variant, the hydrocarbon outlet choke is an oil outlet choke. According to one variant, the hydrocarbon outlet choke is an oil outlet choke and the pumping system further comprises a gas outlet choke, the decompression stage further comprises the decompression upstream of the choke chamber. gas outlet. According to a variant, the method further comprises, after the decompression step and prior to feeding the motor, a step of monitoring the immersion height of the pump in the well. R: \ Patents27100 \ 27129-Total-FCW127129--071212-application EN.doc - 12'12! 07 -12: 12 - 211 $ Alternatively, monitoring of the immersion height is carried out by measuring the pressure downhole. According to a variant, the pumping system further comprises safety valves in the well and on the surface, the method comprising, prior to the decompression step, a step of controlling the operation of the safety valves. According to one variant, the pumping system further comprises safety valves in the well and on the surface, the method comprising, after the motor has been supplied, a step of controlling the positioning of the safety valves. According to a variant, the method furthermore comprises a step of simple stopping of the pumping system if the control or monitoring steps are not validated. According to one variant, the simple stopping step includes the closing of a surface control valve and a step of resetting the driving method. According to a variant, the method further comprises a locked stopping step of the pumping system if the control or monitoring steps are not validated after a determined number of attempts. According to one variant, the locked stopping step comprises the closing of a control valve and the driving method can only be reset by the intervention of an operator. Other features and advantages of the invention will appear on reading the following detailed description of the embodiments of the invention, given by way of example only and with reference to the drawings which show: FIG. schematic of a pumping system in a hydrocarbon production well. The invention relates to a method of driving a hydrocarbon production well activated by a pumping system. The system includes a downhole pump, a pump drive motor powered by a power cable, and a hydrocarbon outlet choke. The method comprises, prior to feeding the engine, a decompression step upstream of the hydrocarbon outlet nozzle to a predetermined pressure, the decompression rate being controlled according to the variation of the pressure at the head of the well. Controlling the decompression rate avoids sudden variations in pressure of the well preparation before the pump starts. These sudden variations being harmful for surface installations, the method thus makes it possible to protect the surface installations.

La figure 1 montre une représentation schématique d'un système 10 de pompage dans un puits de production d'hydrocarbures. Les hydrocarbures sont du type huile et gaz. Le système 10 comprend une colonne 12 de production, tubulaire. La colonne 12 relie le fond 14 du puits situé au niveau du réservoir 16 R:'9revets\27100\27129-Total-FCW\27129--071212-demande FR.doc - 12.'12/07 - 12:12 - 3'15 d'hydrocarbures à la tête de puits située à la partie supérieure. La figure l montre aussi un tube 18 autour de la colonne 12. Le tube 18, également appelé cuvelage, chemise la paroi du puits. Le tube 18 comporte à sa partie inférieure une pluralité d'ouvertures 20 par lesquelles les hydrocarbures passent du réservoir au fond 14 du puits. Le système peut être contrôlé par un automate 11 reliés avec les différents composants du système 10. Les liaisons (notamment avec les vannes, duses et capteurs) ne sont pas représentées sur la figure 1 dans un souci de clarté de la figure. Le système 10 comporte en outre une pompe 24 immergée dans les hydrocarbures contenus dans le fond 14 du puits, dont la sortie hydraulique est reliée à l'extrémité inférieure de la colonne 12 de production destinée à remonter les hydrocarbures. Un moteur 26 électrique permet l'entraînement de la pompe 24. Un câble 28 d'alimentation du moteur électrique 26 relie le moteur avec une source d'alimentation électrique en surface. Un capteur de température du moteur 26 peut être prévu. Un variateur de vitesse (non représenté) de la pompe 24 permet de réguler la vitesse de pompage de la pompe 24. Le système peut être équipé de capteurs en fond de puits. Ces capteurs permettent d'obtenir l'état de plusieurs paramètres permettant un réglage plus fin du démarrage de la pompe. Le réglage plus fin du démarrage permet de dérouler une séquence de démarrage du puits dans de meilleures conditions et de protéger ainsi l'installation. Il peut être prévu un capteur de sens de rotation du moteur 26, qui délivre un signal électrique lorsque le moteur 26 tourne dans le sens inverse de son sens normal de rotation. Le capteur est par exemple assemblé au moteur 26 ou au câble d'alimentation 28. Un capteur de vitesse de la pompe 24 permet aussi de connaître le sens de rotation de la pompe 24 ; le capteur délivre par exemple un signal négatif lorsque la pompe 24 tourne dans le sens inverse du sens normal. Un capteur d'intensité, qui délivre un signal représentatif de l'intensité absorbée par le moteur 26 peut aussi être prévu. Egalement, le système 10 peut être pourvu de capteur de température de la pompe 24. Notamment, un capteur de température 32 à l'aspiration de la pompe et un capteur de température 34 au refoulement de la pompe peuvent être prévus. La pompe 24 peut être munie également d'un capteur de pression 36 au refoulement de la pompe et un capteur de pression 37 à l'aspiration de la pompe. Les capteurs 32, 34, 36, 37 sont de préférence situés sur la pompe 24. Enfin, il est aussi envisageable d'équiper la pompe avec des capteurs de vibrations de la pompe selon une pluralité d'axes. Figure 1 shows a schematic representation of a pumping system 10 in a hydrocarbon production well. The hydrocarbons are of the oil and gas type. The system 10 comprises a tubular production column 12. Column 12 connects the bottom 14 of the well located at the tank 16 R: '9revets \ 27100 \ 27129-Total-FCW \ 27129--071212-application EN.doc - 12.'12 / 07 - 12:12 - 3 Hydrocarbon at the wellhead located at the top. Figure 1 also shows a tube 18 around the column 12. The tube 18, also called casing, lining the wall of the well. The tube 18 comprises at its lower part a plurality of openings 20 through which the hydrocarbons pass from the tank to the bottom 14 of the well. The system may be controlled by a PLC 11 connected to the various components of the system 10. The links (in particular with the valves, chokes and sensors) are not shown in FIG. 1 for the sake of clarity of the figure. The system 10 further comprises a pump 24 immersed in the hydrocarbons contained in the bottom 14 of the well, the hydraulic outlet of which is connected to the lower end of the production column 12 intended to raise the hydrocarbons. An electric motor 26 drives the pump 24. A power supply cable 28 of the electric motor 26 connects the motor with a surface power source. An engine temperature sensor 26 may be provided. A speed variator (not shown) of the pump 24 makes it possible to regulate the pumping speed of the pump 24. The system can be equipped with sensors at the bottom of the well. These sensors make it possible to obtain the state of several parameters allowing a finer adjustment of the starting of the pump. The finer setting of the start allows a well start sequence to be run under better conditions and thus to protect the installation. It can be provided a motor direction of rotation sensor 26, which delivers an electrical signal when the motor 26 rotates in the opposite direction of its normal direction of rotation. The sensor is, for example, connected to the motor 26 or to the supply cable 28. A speed sensor of the pump 24 also makes it possible to know the direction of rotation of the pump 24; the sensor delivers for example a negative signal when the pump 24 rotates in the opposite direction of the normal direction. An intensity sensor, which delivers a signal representative of the intensity absorbed by the motor 26 can also be provided. Also, the system 10 may be provided with a temperature sensor of the pump 24. In particular, a temperature sensor 32 at the suction of the pump and a temperature sensor 34 at the discharge of the pump may be provided. The pump 24 may also be provided with a pressure sensor 36 at the discharge of the pump and a pressure sensor 37 at the suction of the pump. The sensors 32, 34, 36, 37 are preferably located on the pump 24. Finally, it is also possible to equip the pump with vibration sensors of the pump along a plurality of axes.

Il est en outre avantageux de pouvoir calculer la hauteur d'immersion de la pompe 24 dans les hydrocarbures, et en particulier dans l'huile. L'intérêt est de pouvoir vérifier que la pompe 24 est toujours immergée de sorte à éviter que la pompe tourne à vide. Ceci permet de mieux protéger la pompe. Si le niveau R:\Brevets\27100\27129-Total-FC W127129--071212-demande FR.doc - 1212/07 - 1212 - 4'15 d'immersion est satisfaisant, la vitesse de pompage peut être maintenue voire augmentée. Si le niveau d'immersion est trop bas, il est possible de réduire la vitesse de pompage de sorte à relever le niveau d'hydrocarbures dans le puits. Pour cela, l'automate 1 l calcule, selon un algorithme et en fonction des informations transmises par un des capteurs de pression fonds de puits (préférentiellement 37, éventuellement 36) la hauteur d'immersion de la pompe. Si les données fournies par les capteurs sont indisponibles, l'automate 11 peut calculer la hauteur d'immersion par d'autres dispositifs, notamment un échomètre. Selon la figure 1, un espace 22 annulaire peut être déterminé par la colonne 12 et le tube 18. Selon les types de puits pour lesquels le procédé est appliqué, l'espace annulaire 22 peut être bouché. Dans les puits avec une ligne de décompression annulaire, l'huile et le gaz sont séparés en amont de la pompe 24, le gaz circulant dans l'espace annulaire 22 et l'huile étant pompée dans la colonne 12. Dans d'autres puits, l'espace annulaire 22 est bouché avec un packer . L'huile et le gaz sont pompés ensemble. Ainsi, la figure 1 montre à titre d'exemple un système 10 implémenté dans un puits dans lequel l'espace annulaire 22 n'est pas bouché, mais le procédé qui est proposé s'applique aussi dans un système pour les puits dans lesquels l'espace annulaire 22 est bouché. Le système comporte une canalisation 30 de sortie d'huile reliée à la partie supérieure de la colonne 12 de production par une tête de puits 13. Sur la ligne de l'huile, on appelle tube de production (ou tubing ) la colonne 12 qui va de la pompe 24 jusqu'à la vanne 40. La canalisation située entre la vanne 40 et la cluse 44, et l'ensemble des vannes et capteurs qui sont associés, constituent une structure compacte appelée la tête de puits 13. La canalisation située au niveau de la tête de puits 13 est reliée en amont au tube de production ou colonne 12, en aval à la canalisation 30 (collecte de la production). La production est acheminée par la canalisation 30 vers une unité de traitement aval non représentée sur la figure 1. La canalisation 30 peut être équipée d'un appareillage de contrôle et de sécurité de fonctionnement. En haut du puits, une vanne 38 de sécurité permet de fermer le puits. It is furthermore advantageous to be able to calculate the immersion height of the pump 24 in the hydrocarbons, and in particular in the oil. The interest is to be able to verify that the pump 24 is always immersed so as to prevent the pump from running empty. This helps to better protect the pump. If the level of immersion is satisfactory, the pumping speed can be maintained or even increased. US Pat. If the level of immersion is too low, it is possible to reduce the pumping speed so as to raise the level of hydrocarbons in the well. For this, the controller 1 l calculates, according to an algorithm and according to the information transmitted by one of the well bottom pressure sensors (preferably 37, possibly 36) the immersion height of the pump. If the data provided by the sensors are unavailable, the controller 11 can calculate the immersion height by other devices, including an echometer. According to Figure 1, an annular space 22 may be determined by the column 12 and the tube 18. Depending on the types of wells for which the method is applied, the annular space 22 may be plugged. In the wells with an annular decompression line, the oil and the gas are separated upstream of the pump 24, the gas flowing in the annular space 22 and the oil being pumped into the column 12. In other wells the annular space 22 is plugged with a packer. Oil and gas are pumped together. Thus, FIG. 1 shows by way of example a system 10 implemented in a well in which the annular space 22 is not plugged, but the method that is proposed also applies in a system for the wells in which the annular space 22 is plugged. The system comprises an oil outlet pipe 30 connected to the upper part of the production column 12 by a wellhead 13. On the oil line, column 12 is called the tubing. It goes from the pump 24 to the valve 40. The pipe located between the valve 40 and the stopper 44, and all the valves and sensors that are associated, constitute a compact structure called the wellhead 13. The channel located at the level of the wellhead 13 is connected upstream to the production tube or column 12, downstream to the pipe 30 (collection of production). The production is conveyed via line 30 to a downstream processing unit not shown in FIG. 1. Line 30 may be equipped with control and operational safety equipment. At the top of the well, a safety valve 38 makes it possible to close the well.

Cette vanne 38 est située dans le puits. Une telle vanne 38 permet la fermeture de manière étanche du puits. Une autre vanne 40 de sécurité permet elle aussi de fermer le puits. Cette vanne 40 est située en surface. Cette vanne permet de protéger le puits en cas de problème sur les installations de surface. Notamment, si un problème survient en sortie de canalisation 30, la vanne 40 permet de fermer la canalisation 30 de sorte à éviter une montée en pression de la canalisation 30. De préférence, et pour des raisons de sécurité, l'automate 11 n'agit pas sur l'ouverture ou la fermeture de ces vannes. Toutefois, l'automate 11 peut recevoir un signal relativement à l'état d'ouverture/fermeture de ces vannes 38, 40. Une autre vanne 42, appelée vanne de R-1Breveis`27100`27129-Total-FCW'27129--071212-demande FR.doc - 1212107 -12:12 - 5'15 conduite peut être prévue sur la canalisation pour fermer de manière étanche la canalisation 30. L'actionnement de cette vanne 42 peut être contrôlé par l'automate 11. Les vannes de sécurité 38, 40 et la vanne de conduite 42 sont de préférence des vannes tout ou rien pour fermer de manière étanche le puits. Par ailleurs, une duse 44 de production d'huile peut être prévue sur la canalisation 30 pour contrôler le débit d'huile. Cette duse est un orifice calibré permettant de régler le débit du puits. Cette cluse est en général appelée par l'homme de l'art cluse RCV (pour Remote Contra/ Valve en anglais). La duse 44 peut être munie d'un dispositif pour réguler le niveau d'ouverture et de débit d'huile. L'automate 11 contrôle l'actionnement de cette duse 44. Des capteurs de pression 46 et de température 48 en tête au niveau de la tête de puits 13 permettent respectivement de connaître la pression et la température en amont de la duse 44. En outre, le système peut comporter un dispositif indicateur du débit de production. Il peut s'agit d'un capteur de température, par exemple le capteur 48, (car en général, il y a une relation homothétique entre le débit et la température), mais pas nécessairement (en fonction des champs). Il peut s'agir d'un débitmètre, situé par exemple en fonds de puits. Le système selon la figure 1 peut aussi comporter une canalisation 50 de sortie de gaz reliée à l'espace annulaire 22 entourant la colonne 12 de production. Le gaz extrait est acheminé par la canalisation 50 vers une unité de traitement aval non représentée sur la figure 1. La canalisation 50 peut être équipée d'un appareillage de contrôle et de sécurité de fonctionnement. En haut du puits, une vanne 52 de sécurité permet de fermer le puits, en particulier, l'espace annulaire 22. Cette vanne 52 est située dans le puits. Une telle vanne 52 permet l'isolation de l'espace annulaire 22 de manière étanche. Une autre vanne 54 de sécurité permet elle aussi de fermer le puits. Cette vanne 54 est située en surface. Cette vanne permet de protéger le puits en cas de problème sur les installations de surface. Notamment, si un problème survient en sortie de canalisation 50, la vanne 54 permet de fermer la canalisation 50 de sorte à éviter une montée en pression de la canalisation 50. De préférence, et pour des raisons de sécurité, l'automate Il ne contrôle pas le fonctionnement de ces vannes. Toutefois, l'automate 11 peut recevoir un signal relativement à l'état d'ouverture/fermeture de ces vannes. Une autre vanne 58, appelée vanne de conduite, peut être prévue sur la canalisation pour fermer de manière étanche la canalisation 50. L'actionnement de cette vanne 58 peut être contrôlé par l'automate 11. Les vannes de sécurité 52, 54 et la vanne de conduite 58 sont de préférence des vannes tout ou rien pour fermer de manière étanche l'espace annulaire du puits. Par ailleurs, une duse 56 de contrôle de la pression de gaz peut être prévue sur la canalisation 50. R:\Brevets`27100`,27129-Total-FCWt27129--071212-demande FR.doc - 12/12/07 - 1212 - 6115 Cette cluse de sortie ou de ventilation de gaz est un orifice calibré permettant de régler la pression du gaz dans la canalisation 50. L'automate ll contrôle l'actionnement de cette duse 56. La canalisation entre la vanne 54 et la duse 56 de contrôle de la pression de gaz, et l'ensemble des vannes et capteurs qui sont associés, constituent une structure compacte appelée tête d'annulaire. La tête d'annulaire est reliée en amont à l'espace annulaire 22 et en aval à la canalisation 50. Des capteurs de pression peuvent être prévus. Un capteur 60 de pression, préférentiellement situé entre les vannes 54 et 56, peut aussi être prévu. This valve 38 is located in the well. Such a valve 38 allows sealing of the well. Another safety valve 40 also makes it possible to close the well. This valve 40 is located on the surface. This valve is used to protect the well in case of problems with surface installations. In particular, if a problem occurs at the outlet of the pipe 30, the valve 40 makes it possible to close the pipe 30 so as to avoid a rise in pressure of the pipe 30. Preferably, and for safety reasons, the automaton 11 does not does not affect the opening or closing of these valves. However, the controller 11 may receive a signal with respect to the open / close state of these valves 38, 40. Another valve 42, called a valve of R-1Breveis`27100`27129-Total-FCW'27129-- The pipe may be provided on the pipe to seal the pipe 30. The actuation of this valve 42 may be controlled by the controller 11. The valves safety valve 38, 40 and the control valve 42 are preferably on-off valves for sealing the well. In addition, an oil producing choke 44 can be provided on line 30 to control the oil flow. This choke is a calibrated orifice to adjust the flow of the well. This cluse is usually called by the man of the art cluse RCV (for Remote Contra / Valve in English). The choke 44 may be provided with a device for regulating the level of opening and oil flow. The controller 11 controls the actuation of this choke 44. Pressure sensors 46 and temperature 48 at the head at the wellhead 13 respectively allow to know the pressure and temperature upstream of the choke 44. In addition , the system may include a device indicating the production rate. It may be a temperature sensor, for example the sensor 48 (because, in general, there is a homothetic relationship between the flow rate and the temperature), but not necessarily (depending on the fields). It may be a flowmeter, for example located in well funds. The system according to FIG. 1 may also include a gas outlet pipe 50 connected to the annular space 22 surrounding the production column 12. The extracted gas is conveyed via the pipe 50 to a downstream treatment unit not shown in FIG. 1. The pipe 50 may be equipped with control and safety equipment. At the top of the well, a safety valve 52 makes it possible to close the well, in particular the annular space 22. This valve 52 is located in the well. Such a valve 52 allows the isolation of the annular space 22 sealingly. Another safety valve 54 also allows the well to be closed. This valve 54 is located on the surface. This valve is used to protect the well in case of problems with surface installations. In particular, if a problem occurs at the outlet of the pipe 50, the valve 54 makes it possible to close the pipe 50 so as to avoid a rise in pressure of the pipe 50. Preferably, and for reasons of safety, the automaton II does not control not the operation of these valves. However, the controller 11 can receive a signal relative to the open / close state of these valves. Another valve 58, called a control valve, can be provided on the pipe to seal the pipe 50. The actuation of this valve 58 can be controlled by the controller 11. The safety valves 52, 54 and the The control valve 58 is preferably all or nothing valves for sealing the annular space of the well. Moreover, a choke 56 for controlling the gas pressure can be provided on the pipe 50. R: \ Patents27100`, 27129-Total-FCWt27129--071212-application EN.doc - 12/12/07 - 1212 - 6115 This exhaust or gas ventilation valve is a calibrated orifice for adjusting the gas pressure in the pipe 50. The PLC 11 controls the actuation of this choke 56. The pipe between the valve 54 and the choke 56 The control of the gas pressure, and all the valves and sensors that are associated, constitute a compact structure called annular head. The annular head is connected upstream to the annular space 22 and downstream to the pipe 50. Pressure sensors may be provided. A pressure sensor 60, preferably located between the valves 54 and 56, can also be provided.

En outre, le système peut comporter un dispositif indicateur du débit de gaz, comme par exemple un débitmètre, sur la canalisation 50 en aval de la duse 56. Si un packer est utilisé pour isoler l'espace annulaire 22, on peut s'affranchir des installations relatives à la canalisation 50 de gaz. Alternativement, cette canalisation 50 peut être installée, mais conservée ensuite à l'état fermé. Le gaz est alors ventilé par l'intermédiaire de la duse 44, qui permet la sortie du gaz et de l'huile. Le procédé de conduite du puits peut comprendre les étapes suivantes. Le procédé peut comprendre une phase de désectionnement. Au cours de cette étape, l'ouverture des vannes 38, 52, 40, 54 de sécurité du puits est contrôlée. Tant que le puit est arrêté, les vannes de sécurité sectionnent le système de conduite en plusieurs sections que la phase de désectionnement permet de relier. Les vannes de sécurité sont en surface ou dans le puits. Pour démarrer ou re-démarrer le puits, les vannes 38, 52, 40, 54 sont ouvertes, selon un ordre donné par un opérateur, l'automate ne contrôlant pas l'actionnement de ces vannes de sécurité. Un signal est envoyé à l'automate 11 qui peut ainsi valider l'ouverture des vannes situées en amont de la cluse 44 et de la duse 56, le cas échéant. Le système contrôle que le signal d'ouverture est présent. Si tel n'est pas le cas, les actions en cours sont suspendues, et éventuellement un signal d'alerte est envoyé à l'opérateur. Si le signal d'ouverture des vannes 38, 52, 40, 54 parvient à l'automate, l'ouverture des vannes de conduite 42 et 58 est réalisée ensuite, l'actionnement de ces vannes étant, lui, réalisé par l'automate. Au cours de cette étape de désectionnement, la duse 44 et la duse 56, le cas échéant, sont fermées et les capteurs de pression 46 et 60 mesurent la pression en amont des duses 44 et 56 (le cas échéant pour la ligne de gaz). In addition, the system may comprise a gas flow indicator device, such as a flowmeter, on the pipe 50 downstream of the choke 56. If a packer is used to isolate the annular space 22, it can be dispensed with installations relating to the gas line 50. Alternatively, this pipe 50 can be installed, but then kept in the closed state. The gas is then vented through the choke 44, which allows the exit of gas and oil. The method of conducting the well may comprise the following steps. The method may comprise a desiccation phase. During this step, the opening of the well safety valves 38, 52, 40, 54 is controlled. As long as the well is stopped, the safety valves section the driving system in several sections that the phase of selection makes it possible to connect. Safety valves are on the surface or in the well. To start or restart the well, the valves 38, 52, 40, 54 are opened, in an order given by an operator, the controller does not control the actuation of these safety valves. A signal is sent to the controller 11 which can thus validate the opening of the valves located upstream of the cluse 44 and the choke 56, where appropriate. The system checks that the opening signal is present. If this is not the case, the actions in progress are suspended, and possibly an alert signal is sent to the operator. If the opening signal of the valves 38, 52, 40, 54 reaches the automaton, the opening of the control valves 42 and 58 is then performed, the actuation of these valves being made by the automaton. . During this step of disseparation, the choke 44 and the choke 56, if any, are closed and the pressure sensors 46 and 60 measure the pressure upstream of the chokes 44 and 56 (where appropriate for the gas line) .

Le procédé peut comprendre une phase de préparation du puits c'est-à-dire une phase de mise en production initiale ou pour un redémarrage après un arrêt en cours de production. Préalablement à l'alimentation du moteur, le procédé comprend une étape de décompression en amont de la duse de sortie d'hydrocarbures jusqu'à une 12', Brevets', 27100,27129-Total-FC 127129--071212-dcmandc FR.doc - 12/12/07 - 12:12 -7/15 pression prédéterminée. La vitesse de décompression est contrôlée en fonction de la variation de la pression en tête de puits. En particulier, la décompression a lieu dans la canalisation 30 pour évacuer des bouchons de gaz qui peuvent se former par ségrégation de phase dans la canalisation 30, et pour évacuer les gaz qui proviennent du réservoir. Cette étape peut être réalisée par ouverture de la cluse 44, ce qui se traduit par une diminution de la pression en tête de puits jusqu'à un seuil paramétrable par l'opérateur, en fonction de sa connaissance du réservoir. Ceci est réalisé en asservissant le degré d'ouverture de la vanne 44, à la variation de la pression mesurée en tête de puits par le capteur 46. Egalement, la décompression peut être contrôlée en fonction de la variation de la pression en fond du puits. En particulier la pression délivrée par le capteur de pression 37 à l'aspiration de la pompe est prise en compte en fond de puits. En cas de disfonctionnement du capteur 37, le capteur de pression au refoulement 36 peut être utilisé pour contrôler la vitesse de décompression. The method may comprise a well preparation phase, that is to say an initial production phase or for a restart after a stop during production. Prior to feeding the engine, the process comprises a decompression step upstream of the hydrocarbon outlet nozzle to a 12 ', 27100,27129-Total-FC 127129--071212-dcmandc FR. doc - 12/12/07 - 12:12 -7/15 predetermined pressure. The rate of decompression is controlled according to the variation of the pressure at the wellhead. In particular, the decompression takes place in the pipe 30 to evacuate gas plugs that can be formed by segregation of phase in the pipe 30, and to evacuate the gases that come from the tank. This step can be performed by opening the valve 44, which results in a reduction of the pressure at the wellhead to a threshold that can be set by the operator, depending on his knowledge of the reservoir. This is achieved by controlling the degree of opening of the valve 44, the variation of the pressure measured at the wellhead by the sensor 46. Also, the decompression can be controlled according to the variation of the pressure at the bottom of the well . In particular, the pressure delivered by the pressure sensor 37 at the suction of the pump is taken into account at the bottom of the well. In the event of malfunction of the sensor 37, the discharge pressure sensor 36 may be used to control the decompression rate.

L'avantage du contrôle de la vitesse de décompression est d'avoir un contrôle de la séquence de démarrage beaucoup plus fin, et donc d'adapter la séquence de démarrage à tous types de puits, y compris les puits éruptifs. En contrôlant la vitesse de décompression, il est possible d'affiner le déroulement de la séquence en fonction des connaissances du réservoir par l'ingénieur. Ainsi, il est possible d'optimiser le temps de décompression, et donc de mieux gérer la temporisation consacrée à cette phase. Ceci permet d'avoir une montée en production la plus rapide possible, ce qui n'est pas le cas si la décompression est contrôlée par une simple temporisation. Egalement, le contrôle de la vitesse de décompression permet d'éviter l'évacuation brutale des bouchons et d'éviter l'endommagement des installations ; l'avantage est de pouvoir éviter les variations brutales de pression. Ceci permet de préserver la liaison couche / trou. En effet, une décompression contrôlée permet d'éviter la création d'un vide trop rapidement dans le puits qui risque d'endommager l'installation assurant l'interface entre l'intérieur et l'extérieur du puits. Egalement, les variations brutales étant néfastes pour la partie basse du câble d'alimentation, en particulier au branchement sur le moteur ; le procédé permet donc aussi de protéger ce câble. De plus, le contrôle de la décompression permet un meilleur contrôle de la hauteur d'hydrocarbures dans le puits, et donc de l'immersion de la pompe. Par ailleurs, dans les réservoirs en déplétion (correspondant aux champs mâtures), on peut avoir des teneurs en gaz importantes, la présente étape de préparation du puits trouvant un rôle primordial pour la sécurité. Par exemple, la vitesse de décompression est comprise entre -2 bar/min (apparition d'un bouchon liquide en tête de puits) et une vitesse de décompression maximale paramétrable. R:\Brcvets2710027129Total-FCW27129--071212-demande FR.doc - 12'12/07 -12:12 - R(1 5 Le contrôle de la vitesse de décompression est effectué avec les vannes de sécurité en position ouvertes. Si le puits est équipé d'une ligne de sortie de gaz, une étape de décompression en amont de la duse 56 de sortie de gaz jusqu'à une pression prédéterminée, la vitesse de décompression étant contrôlée en fonction de la variation de la pression en tête de puits. Cette étape se fait en parallèle de l'étape de décompression en amont de la cluse 44. Cette étape est réalisée par ouverture progressive de la cluse 56. Ceci améliore encore le contrôle de la décompression. L'ouverture progressive de la duse 56 se traduit par une diminution de la pression dans l'espace annulaire 22 (pression mesurée par le capteur 60) jusqu'à un seuil paramétrable par l'opérateur, en fonction de sa connaissance du réservoir. Ceci est réalisé en asservissant le degré d'ouverture de la duse 56, à la variation de la pression mesurée à la tête du puits et au fond du puits. Au fond du puits, on se référera préférentiellement à la pression à l'aspiration de la pompe. Si la décompression est trop rapide dans l'espace annulaire 22, on a principalement un risque de moussage excessif dans l'annulaire (notamment pour les huiles lourdes), et un risque d'endommagement de la liaison couche trou si la somme des débits soutirés dans l'annulaire et dans la colonne 12 sont très importants au démarrage. De plus, le moussage provoque une perte de contrôle de la hauteur d'immersion. On peut paramétrer une valeur par défaut de vitesse de chute de pression en décompression de l'annulaire, par exemple à 3,0 bar /min. Le contrôle de la décompression en amont de la duse de sortie de gaz permet d'éviter l'endommagement du câble d'alimentation du moteur. Il est important de prévenir l'endommagement de la partie haute du câble, la partie basse du câble étant immergée dans le liquide. Le procédé peut ensuite comprendre une étape de contrôle de l'autorisation de (re-)démarrage. Au cours de cette étape, plusieurs conditions sont contrôlées. Par exemple, la hauteur d'immersion de la pompe peut être contrôlée. L'avantage est d'assurer que la pompe soit en charge lorsque le moteur sera alimenté et que la pompe sera mise en marche. Pour cela un capteur en fond de puits permet de calculer et contrôler la hauteur d'immersion de la pompe. Egalement, le sens de la pompe au démarrage est aussi contrôlé. D'autres conditions peuvent être contrôlées telles que la disponibilité électrique pour le moteur, l'état du variateur du moteur... Si l'ensemble des conditions contrôlées est convenablement validé par l'automate, une autorisation de passage à l'étape suivante est donnée. Si au moins l'une des conditions contrôlées n'est pas convenablement validée par l'automate, il peut être prévu de passer en état d'arrêt simple. Dans ce cas l'automate actionne la fermeture de la vanne de conduite 42 et le cas échéant de la R:\Brevets\27100\27129-Total-FCW\27129--071212-demande FR.doc - 12112101-12:12 - 9115 vanne 58, et la séquence de démarrage est à nouveau initialisée. En arrêt simple, l'automate ferme également la duse 44 et le cas échéant de la cluse 56. Ceci contribue à sécuriser le démarrage du puits. Il peut en outre être prévu que si une ou plusieurs conditions contrôlées ou surveillées sont défaillantes de façon répétée, le système passera en état d'arrêt verrouillé au bout d'un certain nombre d'essais. Ceci contribue à sécuriser le démarrage du puits. On peut prévoir un nombre limite de défauts, l'atteinte de ce nombre provoquant un arrêt verrouillé du système. Dans ce cas, l'automate actionne la fermeture des vannes de conduite 42 et le cas échéant 58, mais la séquence de démarrage n'est pas réinitialisée. Une action de déverrouillage doit être réalisée par un opérateur habilité pour autoriser l'automate à réinitialiser la séquence de démarrage. Par exemple, les défaillances pouvant entraîner un arrêt verrouillé sont : - 3 échecs au démarrage successifs quelles qu'en soient les raisons - une haute température mesurée sur le moteur, si il y a un capteur de température moteur, - une sur-intensité. Le procédé peut ensuite comprendre une étape de remplissage en amont de la duse 44. Il est préférable de démarrer le moteur 26 et la pompe 24 avec la cluse 44 fermée, car cela permet d'éviter les sur-régimes lors du démarrage de la pompe 24 pouvant se répercuter jusqu'au système de séparation (situé en aval du système de pompage). Ceci permet aussi de pouvoir observer la remontée de pression en tête de puits en amont de la duse 44, au niveau du capteur 46 et ainsi de confirmer le fonctionnement de la pompe. Cette étape s'accompagne de la remontée de la pression en tête de puits. Cette remontée en pression est mesurée en amont de la cluse 44 par le capteur 46 et est transmise à l'automate 11. La pression atteint une valeur de consigne paramétrée, avant de passer à l'étape suivante d'ouverture de la cluse 44 à pression constante au niveau du capteur 46 et avec une variation de température au niveau du capteur 48. Il peut y avoir des cas particuliers par exemple en Arctique (Permafrost). On prévoit une temporisation pour suivre ces variations de température. La variation de la température (qui traduit une augmentation du débit) permet de vérifier la position, et en particulier, l'ouverture de la vanne 38 de sécurité. S'il ne se produit pas de variations de température, cela signifie qu'il y a une défaillance dans l'ouverture de la vanne 38, par exemple une ouverture partielle de la vanne 38. The advantage of controlling the speed of decompression is to have a much finer control of the starting sequence, and thus to adapt the start sequence to all types of wells, including eruptive wells. By controlling the speed of decompression, it is possible to refine the course of the sequence according to the knowledge of the tank by the engineer. Thus, it is possible to optimize the decompression time, and thus to better manage the delay devoted to this phase. This makes it possible to have a rise in production as fast as possible, which is not the case if the decompression is controlled by a simple delay. Also, the control of the speed of decompression makes it possible to avoid the sudden evacuation of the plugs and to avoid the damage of the installations; the advantage is to be able to avoid sudden changes in pressure. This preserves the layer / hole connection. Indeed, a controlled decompression avoids the creation of a vacuum too quickly in the well which may damage the installation ensuring the interface between the inside and outside of the well. Also, sudden variations being harmful to the lower part of the power cable, in particular to the connection to the motor; the method therefore also protects this cable. In addition, the control of the decompression allows a better control of the height of hydrocarbons in the well, and thus of the immersion of the pump. Moreover, in the depletion tanks (corresponding to the mature fields), it is possible to have significant gas contents, the present well preparation step finding a primordial role for safety. For example, the speed of decompression is between -2 bar / min (appearance of a liquid stopper at the wellhead) and a maximum decompression speed parameterizable. R: \ Brcvets2710027129Total-FCW27129--071212-application EN.doc - 12'12 / 07 -12: 12 - R (1 5 The decompression speed control is carried out with the safety valves in the open position. is equipped with a gas outlet line, a decompression step upstream of the gas outlet choke 56 to a predetermined pressure, the decompression rate being controlled according to the variation of the pressure at the wellhead This step is done in parallel with the decompression step upstream of the cluse 44. This step is performed by progressive opening of the cluse 56. This further improves the control of the decompression. translated by a decrease in the pressure in the annular space 22 (pressure measured by the sensor 60) up to a threshold that can be set by the operator, according to his knowledge of the reservoir.This is done by controlling the degree of opening of the duse 56 , at the variation of the pressure measured at the wellhead and at the bottom of the well. At the bottom of the well, reference will preferably be made to the suction pressure of the pump. If the decompression is too fast in the annular space 22, there is mainly a risk of excessive foaming in the ring (especially for heavy oils), and a risk of damage to the hole-layer connection if the sum of the flows withdrawn in the ring finger and in column 12 are very important at startup. In addition, the foaming causes a loss of control of the immersion height. It is possible to set a default value of pressure drop rate in the annular pressure, for example at 3.0 bar / min. Controlling decompression upstream of the gas outlet choke avoids damage to the motor power cable. It is important to prevent damage to the upper part of the cable as the lower part of the cable is immersed in the liquid. The method may then include a step of checking the (re) start authorization. During this step, several conditions are controlled. For example, the immersion height of the pump can be controlled. The advantage is to ensure that the pump is charging when the motor is powered and the pump is turned on. For this, a well-bottomed sensor makes it possible to calculate and control the immersion height of the pump. Also, the direction of the pump at startup is also controlled. Other conditions can be controlled such as the electrical availability for the motor, the state of the motor drive ... If all the conditions checked are properly validated by the PLC, an authorization to go to the next step is given. If at least one of the controlled conditions is not properly validated by the controller, it can be expected to go into a simple shutdown state. In this case, the automaton actuates the closure of the control valve 42 and, if applicable, the closure of the valve 42. 9115 valve 58, and the boot sequence is initialized again. In simple stop, the automaton also closes the choke 44 and if necessary the cluse 56. This helps to secure the start of the well. It can further be provided that if one or more controlled or monitored conditions fail repeatedly, the system will go into a locked down state after a number of trials. This helps to secure the start of the well. It is possible to provide a limited number of faults, the reaching of this number causing a locked down of the system. In this case, the automaton actuates the closure of the control valves 42 and if appropriate 58, but the start sequence is not reinitialized. An unlock action must be performed by an authorized operator to allow the controller to reset the boot sequence. For example, the failures that can lead to a locked down are: - 3 successive startup failures for whatever reasons - a high temperature measured on the engine, if there is a motor temperature sensor, - an overcurrent. The method may then comprise a filling step upstream of the choke 44. It is preferable to start the motor 26 and the pump 24 with the cluse 44 closed, since this makes it possible to avoid over-revolutions when starting the pump. 24 can be passed on to the separation system (located downstream of the pumping system). This also makes it possible to observe the rise in pressure at the wellhead upstream of the choke 44, at the sensor 46 and thus to confirm the operation of the pump. This step is accompanied by the rise of pressure at the wellhead. This rise in pressure is measured upstream of the cluse 44 by the sensor 46 and is transmitted to the controller 11. The pressure reaches a set parameter value, before going to the next step of opening the cluse 44 to constant pressure at the sensor 46 and with a temperature variation at the sensor 48. There may be special cases for example in the Arctic (Permafrost). A delay is provided to monitor these temperature variations. The variation in temperature (which reflects an increase in flow) makes it possible to check the position, and in particular, the opening of the safety valve 38. If no temperature variations occur, this means that there is a failure in the opening of the valve 38, for example a partial opening of the valve 38.

L'automate entre dans la séquence arrêt simple (arrêt de la pompe). Ceci contribue à sécuriser le démarrage du puits. Le procédé peut ensuite comprendre une étape de mise en débit du puits. La mise en débit du puits pendant la phase de remplissage de la partie en amont de la R.\Brevets\27100' 27129-Total-FCW'.27129--071212-demande FR.doc - 12212/07 - 12,12 - 10/15 Buse 44 se fait à fréquence constante (par exemple : 20hz) et à pression en tête de puits constante. La duse 44 s'ouvre progressivement ou se ferme progressivement pour maintenir la pression en tête de puits constante (de préférence à la valeur obtenue à la fin de la décompression). The controller enters the simple stop sequence (shutdown of the pump). This helps to secure the start of the well. The method may then include a step of setting the well rate. The flow of the well during the filling phase of the upstream part of the R. \ Brevets \ 27100 '27129-Total-FCW'.27129--071212-application EN.doc - 12212/07 - 12,12 - 10/15 Nozzle 44 is at a constant frequency (for example: 20hz) and at constant wellhead pressure. The choke 44 gradually opens or closes gradually to maintain the pressure at the wellhead constant (preferably at the value obtained at the end of the decompression).

Après le démarrage de la pompe, le test de la remontée de la pression en amont de la duse 44 mesurée par le capteur 46 est effectué et la cluse 44 effectue ensuite une augmentation d'ouverture jusqu'à la pression mesurée par le capteur 46 cible. Pendant l'étape de mise en débit du puits, le variateur de la pompe 24 est réglé à fréquence minimale (20 HZ). La fréquence minimale de démarrage est une donnée paramétrable. Le démarrage effectif de la pompe est vérifié par contrôle de l'intensité. Par ailleurs, la mise en débit du puits s'accompagne d'une augmentation du débit du puits, qui se traduit en général par une variation de la température en tête de puits. Lorsque la température en tête de puits dépasse un seuil paramétrable caractérisant la présence d'un débit minimal, le puits passe en étape de production. La présence d'un débit minimal doit s'effectuer pendant la durée d'une temporisation paramétrable. Pour certains puits, la variation de la température n'est pas un bon indicateur, on a alors un autre type d'indicateur de débit (hauteur d'immersion par exemple). After the start of the pump, the test of the rise of the pressure upstream of the choke 44 measured by the sensor 46 is performed and the cluse 44 then performs an increase in opening up to the pressure measured by the target sensor 46 . During the well flow step, the pump controller 24 is set to minimum frequency (20 HZ). The minimum starting frequency is a parameterized data. The effective start of the pump is checked by intensity control. In addition, the introduction of well flow is accompanied by an increase in well flow, which generally results in a change in the temperature at the wellhead. When the temperature at the wellhead exceeds a parameterizable threshold characterizing the presence of a minimum flow rate, the well passes to the production stage. The presence of a minimum flow rate must occur during the duration of a configurable time delay. For some wells, the variation of the temperature is not a good indicator, one then has another type of indicator of flow (height of immersion for example).

Le procédé peut ensuite comprendre une étape de montée en régime. Cette étape est caractérisée par l'augmentation de la fréquence du moteur 26 de la pompe 24, jusqu'à atteindre une valeur cible. La fréquence est augmentée progressivement de manière paramétrable. Pendant cette étape, la pression en tête de puits (mesurée par le capteur 46) est maintenue constante, par asservissement de l'ouverture de la duse 44. Au cours de cette étape, un certain nombre d'anomalies sont surveillées par l'automate, notamment la sous-intensité, la sur-intensité, les vibrations, les instabilités d'intensité, la densité moyenne des hydrocarbures dans la colonne et la canalisation, l'immersion, la pression à l'aspiration de la pompe,... The method may then comprise a step of ramping up. This step is characterized by increasing the frequency of the motor 26 of the pump 24 until a target value is reached. The frequency is progressively increased in a parameterizable manner. During this step, the pressure at the wellhead (measured by the sensor 46) is kept constant, by controlling the opening of the choke 44. During this step, a certain number of anomalies are monitored by the automaton. , in particular the under-intensity, the over-intensity, the vibrations, the instabilities of intensity, the average density of the hydrocarbons in the column and the pipeline, the immersion, the pressure at the suction of the pump, etc.

Si un de ces éléments est en dehors des seuils de fonctionnement paramétrables, alors une limitation sur la fréquence de la pompe 24 est réalisée. Celle-ci est progressivement diminuée jusqu'à la disparition du défaut. Si cette limitation fait revenir la fréquence jusqu'à la fréquence minimale (par exemple 20Hz), la pompe est arrêtée. Chaque arrêt est susceptible d'entraîner la fermeture des vannes de conduite. Si la limitation est provoquée par des vibrations sur l'ensemble du système de pompage (pompe, moteur, etc) alors la fréquence est diminuée jusqu'à atteindre un niveau de vibration acceptable inférieur à une limite paramétrée et reste à cette valeur jusqu'à ce que l'opérateur acquitte le défaut. Pour les autres cas, la R:\Brevets\27100\27129-Toial-FCW`27129--071212-demande FR.doc - 11/12/07 -12:12 - 11'15 séquence d'augmentation redémarre automatiquement lorsque la mesure repasse dans les limites acceptables. En conséquence, le procédé permet d'avoir un contrôle de la séquence de démarrage beaucoup plus fin, et donc d'adapter la séquence de démarrage à tous types de puits, y compris les puits éruptifs. Par ailleurs, un certain nombre d'actions étant paramétrables (par exemple vitesse de décompression, seuil à atteindre avant de démarrer une action particulière), il est possible d'affiner le déroulement de la séquence en fonction des connaissances du réservoir par l'ingénieur. Par exemple, il est possible de réduire le temps nécessaire à certaines étapes, en donnant des valeurs paramétrables particulières (par exemple vitesse plus élevée, temporisation plus faible entre deux étapes), ce qui permet d'avoir une montée en production la plus rapide possible. R:\Brevets`Q7I00\27129-Total-FCM27129--071212-demande FR.doc - 12/12107 - 12:12 - 1215 If one of these elements is outside the parameterizable operating thresholds, then a limitation on the frequency of the pump 24 is carried out. This is progressively diminished until the defect disappears. If this limitation causes the frequency to return to the minimum frequency (for example 20Hz), the pump is stopped. Each stop may cause the closing of the control valves. If the limitation is caused by vibrations on the entire pumping system (pump, motor, etc.) then the frequency is decreased until it reaches an acceptable vibration level below a set limit and remains at that value until what the operator acknowledges the defect. For the other cases, the R: \ Patents \ 27100 \ 27129-Toial-FCW`27129--071212-request EN.doc - 11/12/07 -12: 12 - 11'15 sequence of increase restarts automatically when the measurement goes back to acceptable limits. Consequently, the method makes it possible to have a much finer control of the start-up sequence, and thus to adapt the start-up sequence to all types of wells, including eruptive wells. Moreover, since a certain number of actions are configurable (for example decompression speed, the threshold to be reached before starting a particular action), it is possible to refine the sequence of the sequence according to the knowledge of the reservoir by the engineer. . For example, it is possible to reduce the time required for certain steps, by giving specific parameterizable values (for example higher speed, shorter time delay between two steps), which makes it possible to have a rise in production as fast as possible . R: \ Patents`Q7I00 \ 27129-Total-FCM27129--071212-Application EN.doc - 12/12107 - 12:12 - 1215

Claims

A method of driving an activated hydrocarbon production well by a pumping system (10) comprising: - a well bottom pump (24); - a pump driven motor (26); a supply cable (28), - a hydrocarbon outlet choke (44, 56), the method comprising, prior to feeding the motor (26), a de-compression step upstream of the choke (44); , 56) hydrocarbon output to a predetermined pressure, the decompression rate being controlled according to the variation of the pressure at the wellhead.

The method of claim 1, wherein the decompression rate is further controlled according to the variation of the downhole pressure.

3. The method of claim 2, wherein the decompression rate is further controlled according to the variation of the suction pressure of the pump.

4. The method according to one of claims 1 to 3, the hydrocarbon exit nozzle is an oil outlet choke (44).

5. The method according to one of claims 1 to 4, wherein - the hydrocarbon outlet choke is an oil outlet choke (44) and the pumping system further comprises an outlet choke (56). of gas, the decompression step further comprises decompression upstream of the gas outlet choke (56).

6. The method according to one of claims 1 to 5, further comprising, after the decompression step and prior to feeding the motor (26), a step of monitoring the immersion height of the pump ( 24) in the well.

7. The method of claim 6, wherein the monitoring of the immersion height is performed by measuring the downhole pressure. R: \ Patents \ 27100 \ 27129-Total-FCW \ 27129.-071212-application EN.doc -12112/07 - 12:12 - 13.'15

8. The method according to one of claims 1 to 7 wherein the pumping system further comprising - safety valves in the well and on the surface, the method comprising, prior to the decompression step, a control step the operation of the safety valves.

9. The method according to one of claims 1 to 8 wherein the pumping system further comprising - safety valves in the well and on the surface, the method comprising, after the power supply of the engine, a step of controlling the positioning of the safety valves.

10. The method according to one of the preceding claims, further comprising a simple stopping step of the pumping system if the control or monitoring steps are not validated.

The method of claim 10, the simple shutdown step comprising closing a surface control valve (42, 58) and a resetting step of the driving method.

The method of claim 10 or 11, further comprising a locked stopping step of the pumping system if the monitoring or monitoring steps are not validated after a determined number of attempts.

13. The method of claim 12, the locked stopping step comprising closing a line valve (42, 58) and the driving method can be reset only by the intervention of an operator. A: 1Brevets127100127129-Total-FCW127129--071212-application EN.doc - 12/12107 -12: 12 - 14/15