FR3013756A1

FR3013756A1 - METHOD OF EVACUATING ACCUMULATED LIQUIDS IN A WELL.

Info

Publication number: FR3013756A1
Application number: FR1361813A
Authority: FR
Inventors: Jean-Francois Leon; Adeline Garnier
Original assignee: Total SE
Current assignee: TotalEnergies SE
Priority date: 2013-11-28
Filing date: 2013-11-28
Publication date: 2015-05-29
Anticipated expiration: 2033-11-28
Also published as: WO2015079147A3; FR3013756B1; WO2015079147A2; AR098565A1

Abstract

La présente invention concerne un procédé d'évacuation de fluide liquide (214) présent dans un puits d'extraction (200), un collecteur (201) étant positionné dans une zone d'accumulation de fluide liquide du puits. Le procédé comporte un remplissage du collecteur (201), ledit remplissage comportant la fermeture du puits d'extraction (200), le transfert (206) dudit fluide liquide (214) vers le collecteur (201). En outre, le procédé comporte une pressurisation du collecteur (201) et une dépressurisation du collecteur en évacuant (212) ledit fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits.The present invention relates to a liquid fluid evacuation process (214) present in an extraction well (200), a collector (201) being positioned in a liquid fluid accumulation zone of the well. The method comprises filling the manifold (201), said filling comprising closing the extraction well (200), transferring (206) said liquid fluid (214) to the manifold (201). In addition, the method includes pressurizing the manifold (201) and depressurizing the manifold by exhausting (212) said gaseous fluid from the manifold to a depressurization pressure below a well pressure.

Description

METHODE D'EVACUATION DE LIQUIDES ACCUMULES DANS UN PUITS La présente invention concerne le domaine d'extraction de liquides présents dans un puits de forage. En particulier, la présente invention s'applique notamment à l'extraction de liquides dans des puits de forage pour la production de gaz, d'huiles ou de pétrole à partir de ressources non-conventionnelles ou encore à partir de puits en fin de vie. Les ressources non-conventionnelles sont des ressources dont l'exploitation requiert un niveau de la technologie ou d'investissement plus élevé que la moyenne. Les trois plus grands types de ressources gazières non conventionnelles sont les sables compacts (ou « tight sands » en anglais), le méthane de houille et les gaz de schistes. Bien que ces ressources de gaz naturel aient été historiquement négligées aux 15 profits des réserves conventionnelles, l'intérêt pour les ressources non-conventionnelles s'est accru durant les dernières années. Néanmoins, dans le cadre des puits réalisés pour l'exploitation de ces ressources non-conventionnelles et/ou dans le cadre des puits de forage non verticaux, l'infiltration et la stagnation de fluides liquides peut poser des problèmes. En effet, la 20 présence de ces liquides diminue fortement les rendements de ces puits. Ainsi, il existe un besoin pour évacuer ces liquides. Les méthodes permettant l'évacuation de fluides (eau, pétrole ou mélange des deux) depuis le fond d'un puits sont désignées par le terme générique « artificial lift ». Toutes ces méthodes reposent sur le même principe : si l'énergie contenue 25 dans le réservoir est insuffisante pour permettre de remonter les fluides sans assistance, alors il est utile d'abaisser artificiellement la pression hydrostatique ou de diminuer le diamètre interne du puits. 3013 756 2 On recense parmi ces méthodes : 1) La méthode dite de « gas lift » : du gaz est injecté en continu dans la colonne hydrostatique, cela allège la colonne et permet la remontée des fluides. Il est utile d'avoir du gaz à disposition en surface, et des 5 compresseurs. Quand la proportion huile / eau varie dans le temps et que la pression réservoir continue de baisser, alors le point d'injection du gaz doit être modifié plusieurs fois au moyen d'opérations de service de puits (« well servicing » en anglais). La méthode de « gas lift » peut être déployée dans un grand nombre de situations (ex. avec un débit de 4,800 m3/jour ou avec 10 une profondeur de forage de 4,600 m). 2) Les méthodes utilisant des pompes ESP (pour « Electric Submersible Pump » en anglais) : ces pompes ESP sont positionnées au fond du puits, au sein du liquide à pomper. Elles créent une dépression dans le puits et un effet de succion. Ces pompes nécessitent des équipements lourds à mettre en place et coûteux, et doivent être alimentées en énergie électrique depuis la surface. Les débits possibles peuvent être variés (ex. d'une dizaine de mètres cube par jour à une dizaine de milliers de mètres cube par jour). Néanmoins, ces pompes peuvent être désamorcées si du gaz entre dans le système (i.e. « gas lock » en anglais) et dès lors, l'évacuation du liquide sera compromise. Ces pompes sont très sensibles à l'érosion et ne fonctionnent pas bien si un fluide gazeux est présent dans le fluide liquide, provoquant, par exemple, de la cavitation. 3) Les méthodes utilisant des pompes PCP (pour « Progressive Cavity Pumps » en anglais) : ces pompes consistent en un stator et un rotor. Ces pompes sont positionnées au fond du puits, au sein du liquide à pomper et doivent être alimentées en énergie électrique depuis la surface. Si ces méthodes peuvent être flexibles, ces méthodes ne permettent pas d'atteindre tous les débits possibles (jusqu'à 600m3/jour). De plus, les profondeurs d'installation sont limitées (environ 1,800 m). Ces pompes sont très résistantes à l'érosion et à la présence de solides, mais certains composés aromatiques contenus dans les hydrocarbures peuvent endommager l'élastomère du stator. De plus, Ces pompes ont des difficultés de fonctionnement en condition d'écoulement polyphasique. 4) Les méthodes utilisant des pompes « beam pumps ». Ces pompes « beam pumps » sont des pompes de surface qui remontent les fluides dans un barillet depuis le fond du puits. Limité aux puits de faible débit (5 à 40 litres à chaque mouvement), et peut se retrouver bloqué par le phénomène de gas lock (si du gaz entre dans le système, peu ou aucun liquide ne peut être remonté car le gaz est compressible, à la différence du liquide). Une énergie est requise en surface pour opérer la pompe. De plus, ces pompes ont des difficultés de fonctionnement dans les puits inclinés ou horizontaux. 5) L'injection de surfactants en fond de puits qui se mélangent aux liquides et forment une mousse, abaissant ainsi la pression hydrostatique. 6) L'installation dans le puits de tubes de petits diamètre (ex. « velocity string » ou « capillary string » en anglais) : ces tubes augmentent la vitesse du gaz remontant vers la surface et par conséquence son pouvoir d'entrainement des liquides. L'installation des ces tubes nécessite de repenser la conception complète de la complétion du puits (opération potentiellement lourde). De plus cette installation peut ne pas être une solution pérenne car au fur et à mesure de la baisse de pression du réservoir, même un petit diamètre peut être insuffisant pour créer une vitesse suffisante pour l'évacuation des fluides liquides. De telles méthodes ne sont pas exemptes de défauts comme indiqué précédemment. Il y a ainsi un besoin pour une méthode d'évacuation de liquides dans des puits, qui soit peu coûteuse, simple à mettre en oeuvre et résistante. A cet effet, la présente invention propose un procédé amélioré d'évacuation de fluide(s) liquide(s) dans un puits d'extraction (de gaz, par exemple). La présente invention vise alors un procédé d'évacuation de fluide liquide présent dans un puits d'extraction, le puits d'extraction comportant une zone d'accumulation de fluide liquide, un collecteur étant positionné dans ladite zone d'accumulation.The present invention relates to the field of extraction of liquids present in a wellbore. In particular, the present invention applies in particular to the extraction of liquids in boreholes for the production of gas, oil or oil from unconventional resources or from wells at the end of life . Unconventional resources are resources whose exploitation requires a higher level of technology or investment than the average. The three largest types of unconventional gas resources are compact sands ("tight sands"), coal bed methane and shale gas. Although these natural gas resources have historically been neglected to the benefits of conventional reserves, interest in unconventional resources has increased in recent years. Nevertheless, in the case of wells made for the exploitation of these unconventional resources and / or in the context of non-vertical wellbores, infiltration and stagnation of liquid fluids can cause problems. Indeed, the presence of these liquids greatly reduces the yields of these wells. Thus, there is a need to evacuate these liquids. Methods for evacuating fluids (water, oil or a mixture of both) from the bottom of a well are referred to as the generic term "artificial lift". All of these methods are based on the same principle: if the energy contained in the reservoir is insufficient to allow the fluids to be raised without assistance, then it is useful to artificially lower the hydrostatic pressure or to reduce the internal diameter of the well. 3013 756 2 These methods include: 1) The so-called "gas lift" method: gas is injected continuously into the hydrostatic column, this alleviates the column and allows the raising of fluids. It is useful to have gas available on the surface, and compressors. When the oil / water ratio changes over time and the reservoir pressure continues to drop, then the gas injection point has to be changed several times by means of well service operations ("well servicing"). The gas lift method can be deployed in a large number of situations (eg with a flow rate of 4,800 m3 / day or with a drilling depth of 4,600 m). 2) The methods using pumps ESP (for "Electric Submersible Pump" in English): these ESP pumps are positioned at the bottom of the well, within the liquid to be pumped. They create a depression in the well and a suction effect. These pumps require heavy equipment to implement and expensive, and must be supplied with electrical energy from the surface. The possible flows can be varied (eg from about ten cubic meters per day to about ten thousand cubic meters per day). Nevertheless, these pumps can be defused if gas enters the system (i.e. "gas lock" in English) and therefore the evacuation of the liquid will be compromised. These pumps are very sensitive to erosion and do not work well if a gaseous fluid is present in the liquid fluid, causing, for example, cavitation. 3) The methods using pumps PCP (for "Progressive Cavity Pumps" in English): these pumps consist of a stator and a rotor. These pumps are positioned at the bottom of the well, in the liquid to be pumped and must be supplied with electrical energy from the surface. If these methods can be flexible, these methods do not make it possible to reach all possible flows (up to 600m3 / day). In addition, the installation depths are limited (about 1,800 m). These pumps are highly resistant to erosion and the presence of solids, but some aromatic compounds in the hydrocarbons can damage the stator elastomer. In addition, these pumps have operating difficulties in a multiphase flow condition. 4) Methods using beam pumps. These beam pump pumps are surface pumps that lift the fluids in a barrel from the bottom of the well. Limited to low flow wells (5 to 40 liters at each movement), and can be blocked by the phenomenon of gas lock (if gas enters the system, little or no liquid can be raised because the gas is compressible, unlike liquid). Energy is required at the surface to operate the pump. In addition, these pumps have operating difficulties in inclined or horizontal wells. 5) The injection of surfactants at the bottom of wells that mix with liquids and form a foam, thus lowering the hydrostatic pressure. 6) The installation in the well of small diameter tubes (eg "velocity string" or "capillary string" in English): these tubes increase the speed of the gas rising towards the surface and consequently its driving power of the liquids . The installation of these tubes requires rethinking the complete design of the completion of the well (potentially heavy operation). In addition, this installation may not be a permanent solution because as the pressure of the reservoir decreases, even a small diameter may be insufficient to create sufficient speed for the evacuation of liquid fluids. Such methods are not free from defects as indicated above. There is thus a need for a method for discharging liquids into wells which is inexpensive, simple to implement and resistant. For this purpose, the present invention provides an improved method of discharging fluid (s) liquid (s) in an extraction well (gas, for example). The present invention thus aims at a method for evacuating liquid fluid present in an extraction well, the extraction well comprising a liquid fluid accumulation zone, a collector being positioned in said accumulation zone.

Le procédé comporte: a/ remplissage du collecteur, ledit remplissage comportant : - fermeture du puits d'extraction ; - transfert dudit fluide liquide accumulé dans la zone d'accumulation vers le collecteur ; b/ pressurisation du collecteur, ladite pressurisation comportant : - injection d'un premier fluide gazeux pressurisé dans le collecteur ; - transfert dudit fluide liquide présent dans le collecteur hors du puits ; cl dépressurisation du collecteur en évacuant ledit premier fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits. Les étapes a/ à cl sont exécutés au moins deux fois. Le puits d'extraction est, par exemple, un puits d'extraction de gaz (méthane, etc.). Le fluide liquide peut être de l'eau, du pétrole, de l'huile, etc. (ou un mélange de 15 ceux-ci). La zone d'accumulation est une zone dans laquelle l'accumulation de liquide est favorisée : cette zone est souvent une zone possédant un minima local ou global au regard de l'altitude de forage du puits. Un collecteur peut être par exemple un grand réservoir cylindrique permettant la 20 récupération de liquides ou de gaz. De plus, ce collecteur est apte à supporter des pressions liées aux modes de fonctionnement tel que décrit ci-dessous. Le premier fluide gazeux est, par exemple, un gaz neutre chimiquement (i.e. n'interagissant pas avec les composés chimiques présents dans le collecteur). Ce premier fluide gazeux peut également être le fluide gazeux extrait normalement du 25 puits d'extraction. La pression dans le collecteur durant la phase b/ est apte à faire remonter le fluide liquide jusqu'à la surface ou jusqu'à un deuxième collecteur/réservoir situé à une hauteur intermédiaire ou jusqu'à un équipement situé à une hauteur intermédiaire permettant par exemple une remontée artificielle du fluide liquide (« artificial lift » en anglais). De plus, il est possible d'ajouter d'autres moyens permettant de simplifier la remontée du fluide liquide comme des moyens d'injection de gaz dans la ligne remontant le fluide liquide.The method comprises: a / filling the collector, said filling comprising: - closing the extraction well; transfer of said accumulated liquid fluid to the accumulation zone to the collector; b / pressurizing the collector, said pressurization comprising: - injecting a first pressurized gaseous fluid into the collector; transfer of said liquid fluid present in the collector out of the well; depressurizing the collector by evacuating said first gaseous fluid from the collector to a depressurization pressure below a well pressure. Steps a / to cl are executed at least twice. The extraction pit is, for example, a gas extraction well (methane, etc.). The liquid fluid can be water, oil, oil, etc. (or a mixture of these). The accumulation zone is an area in which the accumulation of liquid is favored: this zone is often an area having a local or global minimum with respect to the drilling height of the well. A manifold may be for example a large cylindrical tank for recovering liquids or gases. In addition, this manifold is able to withstand operating mode pressures as described below. The first gaseous fluid is, for example, a chemically neutral gas (i.e. not interacting with the chemical compounds present in the collector). This first gaseous fluid may also be the gaseous fluid normally extracted from the extraction well. The pressure in the collector during the phase b / is able to raise the liquid fluid up to the surface or to a second collector / reservoir located at an intermediate height or up to an equipment located at an intermediate height allowing by example artificial lift of the liquid fluid ("artificial lift" in English). In addition, it is possible to add other means for simplifying the rise of the liquid fluid as gas injection means in the line up the liquid fluid.

On appelle pression de puits la pression maximale atteinte au sein du puits et à proximité du collecteur (i.e. à une distance pour laquelle la pression ne change pas sensiblement) lorsque la production de ce puits est arrêtée. La phase d'injection de gaz pressurisé peut durer seulement le temps nécessaire à évacuer les liquides du collecteur : la consommation d'énergie (par exemple du fait de l'utilisation d'un compresseur en surface) est donc limitée. Le système peut être piloté depuis la surface : la vanne de surface contrôlant l'ouverture / fermeture du puits peut être assujettie au débit gaz constaté en surface : la diminution du débit de production permet de constater indirectement que le puits se remplit de liquides. La vanne de production peut alors se fermer pour commencer un cycle de pompage. Ce système n'est pas affecté par la présence de gaz dans le système de pompage et d'évacuation : le phénomène de « gas lock » évoqué précédemment est évité. Les fluides (gazeux ou liquides) peuvent être considérés comme étant en équilibre thermique avec leur milieu environnant. L'expansion élastique du tube soumis à l'injection de gaz haute pression peut être considéré comme négligeable. Ce procédé peut être utilisé pour les puits horizontaux dans les réservoirs déplétés à gaz de type schisteux ou grès de très faible perméabilité (« tight gas » en anglais). Ce procédé engendre de faibles coûts de mise en oeuvre et d'exploitation. De plus, ce procédé ne nécessite pas de repenser le forage du puits. Le transfert dudit fluide liquide de l'étape a/ peut être réalisé par l'ouverture d'une première vanne du collecteur. Quelle que soit l'inclinaison du puits, il peut être utile que la première vanne soit immergée. Par exemple, la vanne peut se situer à un point bas du collecteur. Un tel procédé ne comporte que de rares pièces mobiles (comme des vannes) le rendant extrêmement robuste à la casse ou à l'usure ou aux dysfonctionnements. Ce procédé peut également être utilisé par grande profondeur contrairement à d'autres 5 systèmes de pompage connus. L'initialisation du procédé est réalisée par la simple fermeture du puits. Cette initialisation est donc très simple. En outre, un simple compresseur peut être requis en surface, compresseur ne fonctionnant que sur certaines parties du cycle décrit (cycle pouvant avoir une 10 fréquence très faible, ex. quelques fois par jour uniquement). Dans une réalisation possible, où toutes les vannes de fond sont différentielles, aucune autre énergie n'est requise pour le fonctionnement du procédé. Ainsi, ce même compresseur peut être mutualisé, le cas échéant, entre plusieurs puits équipés du même procédé, si les phases d'injection ne se recouvrent pas 15 temporellement. La première vanne du collecteur peut être une vanne anti-retour s'ouvrant lorsque la pression au sein du puits est supérieure à la pression au sein du collecteur. Ainsi, cette première vanne peut être sensible aux différentiels de pressions. Avantageusement, cette vanne peut être autonome et aucun contrôle de la 20 surface n'est alors nécessaire. La pression au sein du puits est la pression constatée à proximité de la première vanne et hors du collecteur. L'étape a/ peut comprendre en outre un transfert d'un deuxième fluide gazeux 25 présent dans le collecteur hors du puits. En effet, ce transfert de fluide gazeux permet d'éviter une compression de celui-ci qui pourrait lutter contre le transfert du fluide liquide dans le collecteur.Well pressure is the maximum pressure reached within the well and near the collector (ie at a distance for which the pressure does not change significantly) when the production of that well is stopped. The pressurized gas injection phase can last only the time necessary to evacuate the liquids from the collector: the energy consumption (for example due to the use of a compressor at the surface) is therefore limited. The system can be controlled from the surface: the surface valve controlling the opening / closing of the well can be subject to the gas flow rate found on the surface: the decrease in the production rate makes it possible to observe indirectly that the well is filled with liquids. The production valve can then close to begin a pumping cycle. This system is not affected by the presence of gas in the pumping and evacuation system: the "gas lock" phenomenon mentioned above is avoided. Fluids (gaseous or liquid) can be considered to be in thermal equilibrium with their surrounding environment. The elastic expansion of the tube subjected to the injection of high pressure gas can be considered negligible. This method can be used for horizontal wells in tanks depleted gas schistous type or sandstone of very low permeability ("tight gas" in English). This process generates low costs of implementation and operation. In addition, this method does not require rethinking well drilling. The transfer of said liquid fluid from step a / can be achieved by opening a first valve of the collector. Regardless of the inclination of the well, it may be useful for the first valve to be immersed. For example, the valve may be at a low point of the manifold. Such a process has only a few moving parts (such as valves) making it extremely robust to breakage or wear or malfunctions. This method can also be used at great depth unlike other known pumping systems. The initialization of the process is carried out by simply closing the well. This initialization is very simple. In addition, a simple compressor may be required on the surface, compressor operating only on certain parts of the described cycle (cycle may have a very low frequency, eg a few times a day only). In a possible embodiment, where all the bottom valves are differential, no other energy is required for the operation of the process. Thus, this same compressor can be shared, if necessary, between several wells equipped with the same process, if the injection phases do not overlap temporally. The first manifold valve may be a non-return valve opening when the pressure within the well is greater than the pressure within the manifold. Thus, this first valve can be sensitive to pressure differentials. Advantageously, this valve can be autonomous and no control of the surface is then necessary. The pressure within the well is the pressure found near the first valve and out of the manifold. Step a / may further comprise a transfer of a second gaseous fluid present in the collector out of the well. Indeed, this transfer of gaseous fluid avoids a compression thereof that could fight against the transfer of liquid fluid into the collector.

Ce transfert de fluide gazeux peut être libre (i.e. le fluide gazeux est simplement chassé par le fluide liquide) ou aidé (i.e. un compresseur crée un vide dans le collecteur).This transfer of gaseous fluid may be free (i.e., the gaseous fluid is simply expelled by the liquid fluid) or aided (i.e. a compressor creates a vacuum in the manifold).

Le transfert du deuxième fluide gazeux peut être équivalent en volume audit transfert du fluide liquide. L'injection du premier fluide gazeux peut être réalisée au moyen d'une ligne d'injection depuis une zone hors du puits.The transfer of the second gaseous fluid may be equivalent in volume to said transfer of the liquid fluid. The injection of the first gaseous fluid can be carried out by means of an injection line from a zone outside the well.

Cette injection permet de disposer d'un moyen fiable et peu coûteux pour l'injection de fluide dans le collecteur. L'injection du premier fluide gazeux peut être réalisée au moyen d'un compresseur.This injection makes it possible to have a reliable and inexpensive means for injecting fluid into the collector. The injection of the first gaseous fluid can be carried out by means of a compressor.

Ce compresseur peut être installé en surface. Le premier fluide gazeux peut être diffusé dans une zone basse du collecteur au travers du fluide liquide présent dans le collecteur. Si l'on force la dissolution du gaz injecté dans les liquides qui seront évacués (par exemple en utilisant un bulleur), alors la quantité de gaz dissout peut aider d'autant les liquides à remonter vers la surface en phase de récupération. La conséquence pratique est que la pression d'injection du gaz peut être réduite et les besoins en énergie également. Cet aspect peut permettre du coup d'étendre les applications aux puits de grande profondeur.This compressor can be installed on the surface. The first gaseous fluid can be diffused in a lower zone of the collector through the liquid fluid present in the collector. If we force the dissolution of the gas injected into the liquids that will be evacuated (for example by using a bubbler), then the quantity of dissolved gas can help all the liquids to go up to the surface in the recovery phase. The practical consequence is that the injection pressure of the gas can be reduced and the energy requirements also. This aspect can make it possible to extend the applications to deep wells.

Le transfert dudit fluide liquide de l'étape b/ peut être réalisé par l'ouverture d'une deuxième vanne du collecteur.The transfer of said liquid fluid from step b / can be achieved by opening a second valve of the collector.

La deuxième vanne peut être également placée à un point bas du collecteur afin de faciliter cette évacuation. Cette deuxième vanne peut être également une vanne anti-retour s'ouvrant lorsque la pression au sein du collecteur est supérieure à la pression au sein de la ligne d'évacuation. L'étape b/ peut être exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape a/ et si une pression au sein dudit collecteur diminue de plus d'un premier écart prédéterminé Ode.The second valve can also be placed at a low point of the manifold to facilitate this evacuation. This second valve can also be a non-return valve opening when the pressure in the collector is greater than the pressure within the evacuation line. Step b / can be executed if the preceding step executed is step a / and if a pressure within said collector decreases by more than a first predetermined distance Ode.

La pression au sein du collecteur peut y être mesurée. Cette pression peut également être calculée à partir d'une autre pression mesurée (comme par exemple une pression dans la ligne d'injection du premier fluide gazeux évoqué ci-dessus). En effet, ces pressions sont liées par des relations de dynamiques ou de statiques des fluides et la pression au sein du collecteur peut y être extrapolée. En particulier, les variations de cette pression peuvent se retrouver dans les variations de la pression en surface dans la ligne d'injection du premier fluide gazeux (ex. une forte variation de cette dernière pression est liée à une forte variation de la pression au sein du collecteur). Le premier écart Ode peut être fixé par un opérateur. Si la valeur de la pression à l'intérieur du collecteur diminue de plus de Ode par rapport à sa valeur maximale durant la phase a/, cela peut signifier que le collecteur a fini de se remplir. De plus, il est possible de détecter la fin du remplissage du collecteur en supervisant le débit volumique du fluide gazeux évacué hors du collecteur (le cas échéant) : si celui-ci tend vers zéro, cela peut également signifier que le collecteur a fini de se remplir Bien entendu, il est possible de modifier la valeur de contrôle Ode en fonction de l'évolution de la production du puits. Ainsi, en fonction de la vie du puits (ex. diminution du débit de production du puits), il est possible de faire évoluer, simplement, le procédé de pompage sans ajouter de nouveaux équipements mais en modifiant l'écart prédéterminé Ode.The pressure within the manifold can be measured. This pressure can also be calculated from another measured pressure (such as, for example, a pressure in the injection line of the first gaseous fluid mentioned above). Indeed, these pressures are linked by fluid dynamics or fluid relations and the pressure within the manifold can be extrapolated. In particular, the variations of this pressure can be found in the variations of the surface pressure in the injection line of the first gaseous fluid (eg a strong variation of this latter pressure is related to a strong variation of the pressure within collector). The first Ode gap can be set by an operator. If the value of the pressure inside the manifold decreases more than Ode from its maximum value during phase a /, it may mean that the manifold has finished filling up. In addition, it is possible to detect the end of the filling of the collector by supervising the volume flow of the gaseous fluid discharged out of the collector (if any): if it tends to zero, it can also mean that the collector has finished Of course, it is possible to modify the control value Ode according to the evolution of the production of the well. Thus, depending on the life of the well (eg reduction of the production rate of the well), it is possible to simply change the pumping process without adding new equipment but by changing the predetermined distance Ode.

L'étape cl peut être exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape b/ et si une pression au sein dudit collecteur diminue en deçà d'un deuxième écart prédéterminé Adi.The step c1 can be executed if the preceding step executed is step b / and if a pressure within said collector decreases below a second predetermined distance Adi.

Le deuxième écart Ad1 peut être fixé par un opérateur. Si la valeur de la pression à l'intérieur du collecteur diminue de plus de Ad1 par rapport à sa valeur maximale durant la phase b/, cela peut signifier que le collecteur a fini de se vider. Bien entendu, il est possible de modifier la valeur de contrôle Ad1 en fonction de l'évolution de la production du puits. Ainsi, en fonction de la vie du puits (ex. diminution du débit de production du puits), il est possible de faire évoluer, simplement, le procédé de pompage sans ajouter de nouveaux équipements mais en modifiant l'écart prédéterminé Adi. L'étape a/ peut être exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape cl et si une pression au sein dudit collecteur est inférieure à une pression prédéterminée P1. Si la pression est inférieure à la valeur de P1 cela peut signifier que la dépressurisation du collecteur est terminée. Pi peut être avantageusement inférieure à la pression de puits définie ci-dessus. Il est également possible d'exécuter l'étape a/ si l'étape précédente exécutée est l'étape cl et si le débit de production du puits est inférieure à une certaine limite. Bien entendu, il est possible de modifier la valeur de contrôle de P1 en fonction de l'évolution de la production du puits. Ainsi, en fonction de la vie du puits (ex. diminution du débit de production du puits), il est possible de faire évoluer, simplement, le procédé de pompage sans ajouter de nouveaux équipements mais en modifiant la valeur prédéterminée P1. Un programme informatique, mettant en oeuvre tout ou partie du procédé décrit ci-avant, installé sur un équipement préexistant, est en lui-même avantageux, dès lors qu'il permet de commander un dispositif d'évacuation tel que décrit ci-dessous. Ainsi, la présente invention vise également un programme informatique pour une commande d'une infrastructure d'évacuation de fluide liquide présent dans un puits d'extraction, le puits d'extraction comportant une zone d'accumulation de fluide liquide, un collecteur étant positionné dans ladite zone d'accumulation. Le produit programme informatique comporte des instructions pour commander, lorsque ce programme est exécuté par un processeur : a/ un remplissage du collecteur, ledit remplissage comportant : - une fermeture du puits d'extraction ; - un transfert dudit fluide liquide accumulé dans la zone d'accumulation vers le collecteur ; b/ une pressurisation du collecteur, ladite pressurisation comportant : - une injection d'un premier fluide gazeux pressurisé dans le collecteur ; - un transfert dudit fluide liquide présent dans le collecteur hors du puits ; cl une dépressurisation du collecteur en évacuant ledit premier fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits.The second gap Ad1 can be set by an operator. If the value of the pressure inside the manifold decreases by more than Ad1 from its maximum value during phase b /, it may mean that the manifold has finished emptying. Of course, it is possible to modify the control value Ad1 according to the evolution of the production of the well. Thus, depending on the life of the well (eg reduction in the production rate of the well), it is possible to simply change the pumping process without adding new equipment but by changing the predetermined difference Adi. Step a / may be performed if the preceding step executed is step c1 and if a pressure within said collector is less than a predetermined pressure P1. If the pressure is lower than the value of P1 it may mean that the depressurization of the collector is complete. Pi may advantageously be less than the well pressure defined above. It is also possible to perform step a / if the preceding step executed is step c1 and if the production rate of the well is below a certain limit. Of course, it is possible to modify the control value of P1 according to the evolution of the production of the well. Thus, depending on the life of the well (eg reduction of the production rate of the well), it is possible to simply change the pumping process without adding new equipment but by changing the predetermined value P1. A computer program, implementing all or part of the method described above, installed on pre-existing equipment, is itself advantageous, since it allows to control an evacuation device as described below. Thus, the present invention also aims at a computer program for controlling a liquid fluid evacuation infrastructure present in an extraction well, the extraction well comprising a liquid fluid accumulation zone, a collector being positioned. in said accumulation zone. The computer program product comprises instructions for controlling, when this program is executed by a processor: a / a filling of the collector, said filling comprising: a closure of the extraction well; a transfer of said accumulated liquid fluid in the accumulation zone to the collector; b / a pressurization of the collector, said pressurization comprising: an injection of a first pressurized gaseous fluid into the collector; a transfer of said liquid fluid present in the collector out of the well; and depressurizing the collector by evacuating said first gaseous fluid from the collector to a depressurization pressure below a well pressure.

Ce programme peut utiliser n'importe quel langage de programmation (par exemple, un langage objet ou autre), et être sous la forme d'un code source interprétable, d'un code partiellement compilé ou d'un code totalement compilé. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront encore à la lecture de la description qui va suivre. Celle-ci est purement illustrative et doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels : - la figure 1 illustre des trajectoires possibles pour des puits de forage ; - les figures 2a à 2c illustrent un collecteur de type « pompe à gaz » disposé dans une zone d'accumulation d'un puits dans un mode de réalisation selon l'invention et pendant différentes phases de fonctionnement ; - la figure 3 illustre des graphiques représentatifs de la production du gaz et de la pression dans le collecteur en fonction du temps et pendant différentes phases de fonctionnement de ce collecteur ; - la figure 4 représente un dispositif de commandes permettant de contrôler des installations d'évacuation tel que décrit précédemment. La figure 1 illustre des trajectoires possibles pour des puits de forage. L'ordonnée représente la profondeur de forage (en mètre) et l'abscisse représente une dimension spatiale sensiblement horizontale. Ainsi, ce graphique 100 représente une coupe verticale de puits de forage. Sur ce graphique 100, il est possible de distinguer deux courbes 101 et 102 représentant chacun une configuration de puits donnée. La courbe 101 représente un puits oblique tendant à être horizontal à son extrémité basse. Ainsi, si des infiltrations d'eau (ou plus généralement de fluides liquides comme le pétrole) sont présentes dans ce puits, cette eau a une propension à s'accumuler dans la zone 104, celle-ci étant la zone la plus basse du puits. Par ailleurs, la courbe 102 représente un puits oblique disposant d'une trajectoire « chaotique » et possédant ainsi plusieurs minimas locaux (comme la zone 103 et 105). La zone 103 est le minima global du puits. Ces zones 103 et 105 sont des zones d'accumulation de fluides liquides car ceux-ci ont tendance à s'accumuler dans les zones du puits possédant un minima (global ou local) de profondeur. L'accumulation de fluides liquides dans ces zones peut diminuer la section efficace du puits et peut ainsi réduire considérablement le rendement de production du puits. La figure 2a illustre un collecteur de type « pompe à gaz » disposé dans une zone d'accumulation d'un puits dans un mode de réalisation selon l'invention lors d'une 3013 756 12 phase de « remplissage du collecteur ». Dans ce mode de réalisation, un collecteur 201 (ou « pompe à gaz ») est disposé horizontalement dans un puits de forage 200 et dans une zone d'accumulation de fluide liquide comme décrit précédemment en relation avec la figure 1. 5 Dans cette zone d'accumulation, le puits 200 est partiellement rempli de fluides liquides 214. Afin d'évacuer ces fluides liquides, le puits d'extraction est fermé (i.e. la vanne contrôlant la production de gaz en surface est fermé). Ainsi, le gaz ne pouvant pas sortir du puits et s'accumulant dans celui-ci, la pression à l'intérieur du puits (PP) 10 augmente progressivement jusqu'à une pression de puits (i.e. pression maximale du puits lorsque la production est arrêtée). Cette fermeture n'implique pas nécessairement que toutes les lignes sortant du puits soient fermées. En effet, certaines lignes « techniques » (ex. pour contrôler certains équipements hydrauliques, ou pour faire fonctionner le collecteur comme 15 expliqué ci-dessous pour les lignes 203 et 202) peuvent ne pas être fermées. L'augmentation de la pression au sein du puits (PP) exerce une force sur les fluides liquides 214 (en synergie avec la diminution de pression dans le collecteur lié à l'évacuation des fluides gazeux contenus dans celui-ci), les fluides cherchant alors une zone de pression moindre (en l'espèce, l'intérieur du collecteur lorsque la vanne 20 205 est ouverte). Ainsi, si la vanne 205 est ouverte, cette pression permet aux fluides liquides 214 de se déplacer (flèche 206) vers le collecteur 201 qui était vide (ou sensiblement vide) jusqu'alors. Le niveau des fluides liquides 213 à l'intérieur du collecteur augmente alors. La vanne 205 peut s'ouvrir sur commande (i.e. depuis la surface, sur commande 25 d'un opérateur) ou automatiquement si la différence de pression entre l'extérieur du collecteur 201 et l'intérieur du collecteur 201 dépasse un seuil de pression déterminée. Par exemple, cette vanne 205 peut être une vanne anti-retour. De manière avantageuse, il est possible de prévoir une vanne 208 (ex. vanne antiretour) s'ouvrant lorsque la différence entre la pression de l'intérieur du collecteur 201 et la pression à l'intérieur de la ligne 203 dépasse un seuil déterminé. Lors de l'ouverture de cette vanne 208, le fluide gazeux présent dans le collecteur peut s'échapper (flèche 207) et ne pas gêner l'entrée (206) des fluides liquides dans le collecteur 201. Lors de la finalisation du remplissage du collecteur, l'opérateur est en mesure de détecter une variation de pression égale à Ad2 (voir la figure 3) en sortie de la ligne 203. Alors, il est possible de brancher un compresseur sur la ligne 203 afin de mettre sous pression le collecteur (phase suivante, voir ci-dessous). L'augmentation de pression dans le collecteur ferme la vanne 205. En fonction de la taille du collecteur, ce remplissage peut durer entre 15 à 30 minutes.This program can use any programming language (for example, an object language or other), and be in the form of an interpretable source code, a partially compiled code or a fully compiled code. Other features and advantages of the invention will become apparent on reading the description which follows. This is purely illustrative and should be read in conjunction with the accompanying drawings in which: FIG. 1 illustrates possible trajectories for wells; FIGS. 2a to 2c illustrate a manifold of the "gas pump" type disposed in an accumulation zone of a well in one embodiment according to the invention and during different phases of operation; FIG. 3 illustrates graphs representative of the production of the gas and of the pressure in the collector as a function of time and during different operating phases of this collector; - Figure 4 shows a control device for controlling evacuation facilities as described above. Figure 1 illustrates possible trajectories for wellbores. The ordinate represents the drilling depth (in meters) and the abscissa represents a substantially horizontal spatial dimension. Thus, this graph 100 represents a vertical section of wellbore. In this graph 100, it is possible to distinguish two curves 101 and 102 each representing a given well configuration. Curve 101 represents an oblique well tending to be horizontal at its low end. Thus, if infiltrations of water (or more generally liquid fluids such as petroleum) are present in this well, this water has a propensity to accumulate in the zone 104, the latter being the lowest zone of the well . Moreover, the curve 102 represents an oblique well having a "chaotic" trajectory and thus having several local minima (like the zone 103 and 105). Zone 103 is the overall minimum of the well. These zones 103 and 105 are zones of accumulation of liquid fluids because these tend to accumulate in the zones of the well having a minimum (global or local) depth. The accumulation of liquid fluids in these areas can decrease the effective cross section of the well and can thus significantly reduce the production yield of the well. FIG. 2a illustrates a "gas pump" type collector disposed in a well accumulation zone in an embodiment according to the invention during a "collector filling" phase. In this embodiment, a manifold 201 (or "gas pump") is disposed horizontally in a wellbore 200 and in a liquid fluid accumulation zone as previously described in connection with FIG. 1. In this zone the well 200 is partially filled with liquid fluids 214. In order to evacuate these liquid fluids, the extraction well is closed (ie the valve controlling the surface gas production is closed). Thus, since the gas can not get out of the well and accumulates in it, the pressure inside the well (PP) 10 increases progressively up to a well pressure (ie maximum pressure of the well when the production is stopped). This closure does not necessarily imply that all lines leaving the well are closed. Indeed, certain "technical" lines (e.g., to control certain hydraulic equipment, or to operate the manifold as explained below for lines 203 and 202) may not be closed. The increase in the pressure within the well (PP) exerts a force on the liquid fluids 214 (in synergy with the pressure decrease in the collector associated with the evacuation of the gaseous fluids contained therein), the fluids seeking then a lower pressure zone (in this case, the interior of the manifold when the valve 205 is open). Thus, if the valve 205 is open, this pressure allows the liquid fluids 214 to move (arrow 206) to the collector 201 which was empty (or substantially empty) until then. The level of the liquid fluids 213 inside the collector then increases. The valve 205 can open on command (ie from the surface, on command of an operator) or automatically if the pressure difference between the outside of the manifold 201 and the inside of the manifold 201 exceeds a determined pressure threshold. . For example, this valve 205 may be a non-return valve. Advantageously, it is possible to provide a valve 208 (eg check valve) opening when the difference between the pressure of the interior of the manifold 201 and the pressure inside the line 203 exceeds a determined threshold. When opening this valve 208, the gaseous fluid present in the manifold can escape (arrow 207) and not interfere with the inlet (206) of the liquid fluids in the manifold 201. When finalizing the filling of the collector, the operator is able to detect a pressure variation equal to Ad2 (see Figure 3) at the output of the line 203. Then, it is possible to connect a compressor on the line 203 in order to pressurize the collector (next phase, see below). The pressure increase in the manifold closes the valve 205. Depending on the size of the manifold, this filling can last between 15 to 30 minutes.

La figure 2b illustre un collecteur de type « pompe à gaz » disposé dans une zone d'accumulation d'un puits dans un mode de réalisation selon l'invention lors d'une phase de « pressurisation du collecteur ». Lors de cette phase le puits peut être ouvert en surface : le gaz est produit de nouveau. Un gaz compressé est alors envoyé (flèche 209) de la surface par la ligne 203 dans le collecteur 201. Ce gaz compressé peut être introduit dans le collecteur par la vanne 208 qui serait alors ouverte. Il peut être également avantageux d'introduire ce gaz compressé dans une zone basse du collecteur au travers du fluide liquide présent dans le collecteur grâce à un diffuseur 215. Cette introduction peut consister en la diffusion du fluide gazeux en petites bulles 210 au travers des fluides liquides, ces bulles présentant une surface d'interface importante avec les fluides liquides, favorisant ainsi leur dissolution. Une vanne anti-retour (non-représentée sur la figure 2b) peut être ajouté entre la bifurcation de la ligne 203 et le diffuseur/bulleur 215.FIG. 2b illustrates a manifold of the "gas pump" type disposed in an accumulation zone of a well in an embodiment according to the invention during a "pressurization of the collector" phase. During this phase the well can be opened on the surface: the gas is produced again. A compressed gas is then sent (arrow 209) from the surface via line 203 into the manifold 201. This compressed gas can be introduced into the manifold by the valve 208 which would then be open. It may also be advantageous to introduce this compressed gas into a lower zone of the collector through the liquid fluid present in the collector by means of a diffuser 215. This introduction may consist of the diffusion of the gaseous fluid into small bubbles 210 through the fluids liquid, these bubbles having a large interface surface with liquid fluids, thus promoting their dissolution. A check valve (not shown in Figure 2b) can be added between the bifurcation of the line 203 and the diffuser / bubbler 215.

Le gaz compressé injecté dans le collecteur peut être par exemple du même type que le gaz produit par le puits ou de l'azote ou encore un autre gaz ne réagissant pas avec le gaz ou les liquides produits par le puits. En effet, il peut être utile de limiter les réactions chimiques entre le gaz injecté et les fluides gazeux ou liquides produit par le puits afin d'éviter la génération de composés toxiques ou non- souhaitables (comme des dépôts solides, les émulsions visqueuses, etc.).The compressed gas injected into the collector may for example be of the same type as the gas produced by the well or nitrogen or another gas that does not react with the gas or the liquids produced by the well. Indeed, it may be useful to limit the chemical reactions between the injected gas and the gaseous or liquid fluids produced by the well in order to avoid the generation of toxic or undesirable compounds (such as solid deposits, viscous emulsions, etc. .).

Cette diffusion peut permettre « d'alléger » les fluides liquides et ainsi diminuer la pression hydrostatique. Cette diffusion peut être particulièrement intéressante pour diminuer l'énergie nécessaire pour faire remonter ces fluides liquides à la surface lors de leur évacuation (phase cl), grâce notamment au phénomène de « dégazage » des gaz dissous lors de la diminution de la pression (lors de la remontée des fluides, la pression au sein de ces fluides diminue). L'introduction du gaz compressé dans le collecteur 201 permet de remplir la zone haute 216 du collecteur de gaz et ainsi augmenter la pression PC dans cette zone. La pression PC augmentant, la vanne 204 peut être ouverte (soit manuellement soit par différence de pression) afin de laisser circuler (flèche 211) les fluides liquides 213 de l'intérieur du collecteur 201 vers la surface via la ligne 202. La figure 2c illustre un collecteur de type « pompe à gaz » disposé dans une zone d'accumulation d'un puits dans un mode de réalisation selon l'invention lors d'une phase de « dépressurisation du collecteur ». Une fois les fluides liquides évacués du collecteur (nota : il peut en rester un peu au fond du collecteur), le collecteur est pressurisé du fait de l'injection de gaz compressé. La vanne 208 peut être ouverte soit manuellement (sur commande d'un opérateur depuis la surface) ou en créant une dépression dans la ligne 203 dans le cas d'une vanne 208 anti-reflux. Cette ouverture permet au collecteur d'évacuer le fluide gazeux provoquant la surpression et ainsi dépressuriser le collecteur pour le préparer à effectuer la phase dite de « remplissage du collecteur » (voir ci-dessus).This diffusion can "lighten" the liquid fluids and thus reduce the hydrostatic pressure. This diffusion can be particularly interesting to reduce the energy required to bring up these liquid fluids to the surface during their evacuation (phase C1), thanks in particular to the phenomenon of "degassing" of the dissolved gases during the pressure decrease (when the rise of fluids, the pressure within these fluids decreases). The introduction of the compressed gas into the manifold 201 makes it possible to fill the upper zone 216 of the gas manifold and thus increase the pressure PC in this zone. As the PC pressure increases, the valve 204 can be opened (either manually or by pressure difference) in order to circulate (arrow 211) the liquid fluids 213 from the inside of the manifold 201 to the surface via the line 202. FIG. illustrates a manifold of the "gas pump" type disposed in an accumulation zone of a well in an embodiment according to the invention during a "depressurization of the collector" phase. Once the liquid fluids evacuated from the collector (note: it may remain a little at the bottom of the collector), the collector is pressurized due to the injection of compressed gas. The valve 208 can be opened either manually (at the operator's command from the surface) or by creating a vacuum in line 203 in the case of an anti-reflux valve 208. This opening allows the collector to evacuate the gaseous fluid causing the overpressure and thus depressurize the collector to prepare it to perform the so-called phase of "filling the collector" (see above).

La figure 3 illustre des graphiques représentatifs de la production du gaz et de la pression dans le collecteur en fonction du temps et pendant différentes phases de fonctionnement de ce collecteur. L'abscisse de ces graphiques est le temps.FIG. 3 illustrates representative graphs of gas production and manifold pressure as a function of time and during different phases of operation of this manifold. The abscissa of these graphs is time.

La courbe 301 est la courbe correspondant au débit de fluide gazeux produit par le puits et mesuré en surface. Ainsi, l'ordonnée pour le graphique correspondant à la courbe 301 est un débit exprimé en m3/jour. La courbe 302 est la courbe correspondant à la pression mesurée ou calculée dans le collecteur 201. Ainsi, l'ordonnée pour le graphique correspondant à la courbe 302 est une pression exprimée en Pascal. Par exemple, afin d'obtenir la pression au sein du collecteur 201, il est possible de mesurer une première pression sur la ligne 203 puis de calculer la pression au sein du collecteur 201 en ajoutant à cette première pression un facteur lié à la pression « statique » de la colonne de gaz de la ligne 203 (forces gravitationnelles s'appliquant aux particules de la colonne de gaz) et en ajoutant un facteur lié à la pression « dynamique » (i.e. frottements liés au déplacement du gaz dans cette ligne 203) de ce gaz. Il est également possible de mesurer directement la pression au sein du collecteur 201, mais il peut être utile de positionner le capteur à une hauteur dans le collecteur (ou proche du collecteur mais sur la ligne 203) qui n'est jamais atteinte par de fluides liquides. La période de temps correspondant à la lettre « a/ » est une période de temps durant laquelle le collecteur fonctionne selon la phase dite de « remplissage du collecteur » décrit précédemment. La période de temps correspondant à la lettre « b/ » est une période de temps durant laquelle le collecteur fonctionne selon la phase dite de « pressurisation du collecteur » décrit précédemment. La période de temps correspondant à la lettre « cl » est une période de temps durant laquelle le collecteur fonctionne selon la phase dite de « dépressurisation du collecteur » décrit précédemment.Curve 301 is the curve corresponding to the flow of gaseous fluid produced by the well and measured at the surface. Thus, the ordinate for the graph corresponding to curve 301 is a flow rate expressed in m3 / day. Curve 302 is the curve corresponding to the pressure measured or calculated in the manifold 201. Thus, the ordinate for the graph corresponding to curve 302 is a pressure expressed in Pascal. For example, in order to obtain the pressure within the manifold 201, it is possible to measure a first pressure on the line 203 and then to calculate the pressure within the manifold 201 by adding to this first pressure a factor related to the pressure " static "of the gas column of the line 203 (gravitational forces applying to the particles of the column of gas) and adding a factor related to the" dynamic "pressure (ie friction related to the displacement of the gas in this line 203) of this gas. It is also possible to directly measure the pressure within the manifold 201, but it may be useful to position the sensor at a height in the collector (or near the collector but on the line 203) which is never reached by fluids liquids. The period of time corresponding to the letter "a /" is a period of time during which the collector operates according to the so-called "collector filling" phase described above. The period of time corresponding to the letter "b /" is a period of time during which the collector operates according to the so-called "pressurization of the collector" phase described above. The period of time corresponding to the letter "cl" is a period of time during which the collector operates according to the so-called "depressurization of the collector" phase described above.

Durant la phase a/, la production du puits est nul. En effet, le puits est fermé comme cela est indiqué ci-dessus. De plus, la pression P1 peut être sensiblement constante durant cette phase. Cette pression P1 peut correspondre à la somme de la pression « statique » et de la pression « dynamique » décrit précédemment.During phase a /, the production of the well is zero. Indeed, the well is closed as indicated above. In addition, the pressure P1 may be substantially constant during this phase. This pressure P1 may correspond to the sum of the "static" pressure and the "dynamic" pressure described above.

Néanmoins, lorsque les pressions entre l'intérieur et l'extérieur du collecteur 201 s'équilibrent, les fluides liquides cessent de pénétrer dans le collecteur (flèche 206) et le gaz cesse d'être évacué du collecteur 201 (flèche 207). Ainsi, sans déplacement de gaz (ou avec un déplacement faible), il est possible de constater une chute de pression sensible. La pression à l'intérieur du collecteur chute alors fortement (voir zone 304) d'une valeur égale à Ode. Cet évènement peut se détecter en surface aisément et peut permettre de déclencher la phase b/ (si par exemple l'la chute de pression est supérieure à une valeur Ode prédéterminée). Il est également possible de détecter la fin de la phase a/ et de déclencher la phase b/ lorsque le débit de gaz évacué via la ligne 203 est inférieur à un certain seuil. Durant la phase b/, la production du puits est reprise : le débit de production redémarre à un débit Dmax correspondant au débit maximal pour cette phase. Bien entendu, ce débit maximal peut dépendre du temps (avec des variations de Dmax(t) faible à l'échelle du temps d'un cycle correspondant à la succession d'étapes a/, b/ et c/). Dmax(t) est habituellement décroissante car la production d'un puits tend à diminuer, les ressources en gaz s'épuisant. De plus, au fur et à mesure de la phase b/, le débit du puits diminue : en effet, les infiltrations de fluides liquides dans le puits peuvent gêner la production optimal de gaz. Durant la phase b/ dite de « pressurisation du collecteur », la pression au sein du collecteur 201 augmente fortement durant un premier temps puis plafonne à une pression Pmax suffisante pour forcer l'ouverture de 204 puis évacuer les fluides du collecteur vers la surface via la ligne 202. Cette pression Pmax correspond à la pression liée aux forces gravitationnelles s'appliquant aux particules de la colonne de fluides liquides présents dans la ligne 202 et aux frottements liés au déplacement de ces particules dans la ligne 202. Lorsque le collecteur 201 est vide ou sensiblement vide, un fluide gazeux est poussé dans la ligne 203 et la pression au sein du collecteur commence à diminuer (la masse volumique du gaz étant plus faible que celui des fluides liquides). Ainsi, il est possible de détecter cet évènement en mesurant ou en calculant la pression au sein du collecteur (à partir d'une mesure de la pression en surface sur la ligne 203). Si la pression au sein du collecteur chute d'une valeur supérieure à une valeur prédéterminé Adi durant la phase b/, il est possible de stopper la phase b/ et de démarrer la phase cl. Durant la phase cl, le collecteur est dépressurisé. En effet, si ce collecteur 201 était pressurisé, le fluide liquide 214 ne pourrait pas pénétrer dans le collecteur 201. Par exemple, la ligne 203 est mise à l'air libre en surface et la vanne 208 est ouverte.Nevertheless, when the pressures between the inside and the outside of the manifold 201 are balanced, the liquid fluids stop entering the manifold (arrow 206) and the gas ceases to be discharged from the manifold 201 (arrow 207). Thus, without gas displacement (or with a small displacement), it is possible to note a significant pressure drop. The pressure inside the collector then drops sharply (see zone 304) by a value equal to Ode. This event can be easily detected on the surface and can be used to trigger phase b / (if for example the pressure drop is greater than a predetermined value Ode). It is also possible to detect the end of phase a / and to trigger phase b / when the flow of gas evacuated via line 203 is below a certain threshold. During phase b /, well production is resumed: the production flow starts again at a flow rate Dmax corresponding to the maximum flow rate for this phase. Of course, this maximum flow rate may depend on the time (with small variations of Dmax (t) in the time scale of a cycle corresponding to the succession of steps a /, b / and c /). Dmax (t) is usually decreasing because the production of a well tends to decrease, the gas resources being exhausted. In addition, as phase b /, the flow rate of the well decreases: in fact, the infiltrations of liquid fluids in the well can interfere with the optimal production of gas. During the b / so-called "manifold pressurization" phase, the pressure in the manifold 201 increases sharply during a first step and then capsizes at a pressure Pmax sufficient to force the opening 204 and then remove the fluids from the collector to the surface via line 202. This pressure Pmax corresponds to the pressure linked to the gravitational forces applying to the particles of the column of liquid fluids present in the line 202 and to the friction related to the displacement of these particles in the line 202. When the collector 201 is empty or substantially empty, a gaseous fluid is pushed in the line 203 and the pressure within the collector begins to decrease (the density of the gas being lower than that of the liquid fluids). Thus, it is possible to detect this event by measuring or calculating the pressure within the manifold (from a measurement of the surface pressure on the line 203). If the pressure in the collector drops by more than a predetermined value Adi during phase b /, it is possible to stop phase b / and start phase c1. During phase C1, the collector is depressurized. Indeed, if this manifold 201 was pressurized, the liquid fluid 214 could not enter the manifold 201. For example, the line 203 is vented to the surface and the valve 208 is open.

Le gaz contenu dans le collecteur pouvant être polluant et/ou intéressant l'exploitation, il peut être avantageux de libérer ce gaz en surface dans un « circuit de décharge ». Quand la pression au sein du collecteur est inférieure à un certain seuil P1 fixé (par un opérateur par exemple), il est possible de stopper la phase c/ et de démarrer la phase a/. Cette pression P1 peut être déterminée algorithmiquement afin de maximiser l'aire présente sous la courbe 301 de la figure 3 durant un cycle a/±b/-Fc/ (i.e. maximisation de la production du puits). Un algorithme possible est de tester un grand nombre de pressions Pi comprises entre 0 et Pmax avec un incrément de OP (petit devant Pmax par exemple). Une autre méthode peut consister en cherchant par dichotomie la meilleure valeur de P1 entre 0 et Pmax. Un grand nombre d'autres algorithmes est possible. Les phases a/, b/ et c/ peuvent se répéter un grand nombre de fois. La fréquence des cycles peut être faible (moins de 10-12 cycles par jour) ce qui promeut la longévité du système. Les volumes de liquides remontés à chaque cycle peuvent être faibles mais permettent d'éviter l'engorgement de fond et la mort du puits. La figure 4 représente un exemple de dispositif de commande d'une infrastructure d'évacuation de fluide liquide présent dans un puits d'extraction d'un fluide gazeux dans un mode de réalisation de l'invention.The gas contained in the collector may be polluting and / or interesting operation, it may be advantageous to release the gas at the surface in a "discharge circuit". When the pressure in the collector is below a certain threshold P1 fixed (by an operator for example), it is possible to stop the phase c / and start the phase a /. This pressure P1 can be determined algorithmically in order to maximize the area under curve 301 of Figure 3 during a cycle a / ± b / -Fc / (i.e. maximizing well production). A possible algorithm is to test a large number of pressures Pi between 0 and Pmax with an increment of OP (small in front of Pmax for example). Another method may consist in seeking by dichotomy the best value of P1 between 0 and Pmax. A large number of other algorithms is possible. The phases a /, b / and c / can be repeated a large number of times. The frequency of the cycles can be low (less than 10-12 cycles per day) which promotes the longevity of the system. The volumes of liquids recovered during each cycle can be small but make it possible to avoid bottlenecks and the death of the well. FIG. 4 represents an example of a control device for a liquid fluid evacuation infrastructure present in a gaseous fluid extraction well in one embodiment of the invention.

Dans ce mode de réalisation, le dispositif comporte un ordinateur 400, comprenant une mémoire 405 pour stocker des instructions permettant la mise en oeuvre du procédé, les données de mesures reçues, et des données temporaires pour réaliser les différentes étapes du procédé tel que décrit précédemment. L'ordinateur comporte en outre un circuit 404. Ce circuit peut être, par exemple : - un processeur apte à interpréter des instructions sous la forme de programme informatique, ou - une carte électronique dont les étapes du procédé de l'invention sont décrites dans le silicium, ou encore - une puce électronique programmable comme une puce FPGA (pour « Field- Programmable Gate Array » en anglais). Cet ordinateur comporte une interface d'entrée 403 pour la réception de données de mesures, et une interface de sortie 406 pour la fourniture de commandes contrôlant le dispositif d'évacuation 407. Enfin, l'ordinateur comporte, pour permettre une interaction aisée avec un utilisateur, un écran 401 et un clavier 402. Bien entendu, le clavier est facultatif, notamment dans le cadre d'un ordinateur ayant la forme d'une tablette tactile, par exemple. Par ailleurs, le processus décrit en figure 3 est un exemple typique d'un programme dont certaines instructions peuvent être réalisées auprès de l'équipement décrit. Bien entendu, la présente invention ne se limite pas aux formes de réalisation décrites ci-avant à titre d'exemples ; elle s'étend à d'autres variantes. D'autres réalisations sont possibles.In this embodiment, the device comprises a computer 400, comprising a memory 405 for storing instructions for carrying out the method, received measurement data, and temporary data for carrying out the various steps of the method as described above. . The computer further comprises a circuit 404. This circuit can be, for example: a processor capable of interpreting instructions in the form of a computer program, or an electronic card whose steps of the method of the invention are described in silicon, or else a programmable electronic chip such as an FPGA chip (for "Field Programmable Gate Array"). This computer has an input interface 403 for receiving measurement data, and an output interface 406 for providing commands controlling the evacuation device 407. Finally, the computer includes, to allow easy interaction with a device. 401 screen and 402 keyboard. Of course, the keyboard is optional, especially in the context of a computer in the form of a touch pad, for example. Moreover, the process described in FIG. 3 is a typical example of a program whose instructions can be carried out with the equipment described. Of course, the present invention is not limited to the embodiments described above as examples; it extends to other variants. Other achievements are possible.

Par exemple, les méthodes décrites sont applicables à un grand nombre de puits comme les puits produisant des fluides (éventuellement liquides) à de faibles débits et pour lesquels la vitesse d'entrainement du gaz est insuffisante (déplétion du réservoir). Une application possible concerne les puits horizontaux dans les gaz de schiste et dans les grès de très faible perméabilité, la production excessive d'eau du réservoir étant responsable de la mort du puits. Une autre application possible concerne les puits horizontaux (ou plus généralement non-verticaux) de réservoirs à huile de faible débit. Les deux lignes 203 et 202 peuvent être concentriques, avec, par exemple, la ligne d'évacuation des liquides 202 à l'intérieur de la ligne d'injection de gaz 203 : cela peut faciliter l'installation du système dans le puits. Les cycles peuvent être de longue durée : les équipements mobiles (vannes 205, 204, 208 et vannes de surface) sont peu sollicités, augmentant de fait leur longévité. Une vanne anti retour auxiliaire supplémentaire peut être installée après la bifurcation de la ligne 203 présentée dans les figures et avant le diffuseur 215. Dans certains cas, la ligne 202 peut se prolonger à l'intérieur du collecteur 201. Alors, et afin d'optimiser l'efficacité volumique, la vanne 204 peut également commander, par exemple mécaniquement, une vanne « esclave » afin de mettre en communication la partie de la ligne 202 dans le collecteur avec le reste de celui-ci pendant les phases cl et a/ pour que cette partie de ligne puisse se remplir de fluide liquide. L'ouverture de la vanne 204 lors de la transition de a/ vers b/ peut également fermer aussi cette valve esclave.For example, the methods described are applicable to a large number of wells such as wells producing fluids (possibly liquid) at low flow rates and for which the rate of entrainment of the gas is insufficient (depletion of the reservoir). One possible application is for horizontal wells in shale gas and very low permeability sandstone, as excessive reservoir water production is responsible for the well's death. Another possible application relates to horizontal (or more generally non-vertical) wells of low flow oil tanks. The two lines 203 and 202 may be concentric with, for example, the liquid discharge line 202 within the gas injection line 203: this may facilitate installation of the system into the well. The cycles can be of long duration: the mobile equipments (valves 205, 204, 208 and surface valves) are little solicited, increasing in fact their longevity. An additional auxiliary anti-return valve may be installed after the bifurcation of the line 203 shown in the figures and before the diffuser 215. In some cases, the line 202 may extend inside the manifold 201. So, and in order to optimize the volume efficiency, the valve 204 can also control, for example mechanically, a "slave" valve in order to communicate the portion of the line 202 in the collector with the rest of it during the phases cl and a / so that this part of line can be filled with liquid fluid. The opening of the valve 204 during the transition from / to b / can also close this slave valve.

Claims

REVENDICATIONS1. A method of evacuating liquid fluid (214) present in an extraction well (200), the extraction well (200) having a liquid fluid accumulation zone (214), a manifold (201) being positioned in a said accumulation zone, the method comprising: a filling the manifold (201), said filling comprising: closing the extraction well (200); - transferring (206) said liquid fluid (214) accumulated in the accumulation zone to the collector (201); b / pressurizing the manifold (201), said pressurization comprising: - injecting (209) a first pressurized gaseous fluid into the manifold; transfer (211) of said liquid fluid present in the collector out of the well; depressurizing the collector by evacuating (212) said first gaseous fluid from the collector to a depressurization pressure below a well pressure; wherein the steps a / to cl are performed at least twice.

2. The method of claim 1, wherein the transfer of said liquid fluid of step a / is achieved by opening a first valve (205) of the collector.

The method of claim 2, wherein said first manifold valve (205) is a non-return valve opening when the pressure within the well is greater than the pressure within the manifold.

4. Method according to one of the preceding claims, wherein the step a / further comprises a transfer (207) of a second gaseous fluid present in the collector out of the well.

5. The method of claim 2, wherein said transfer (207) of the second gaseous fluid is at least equivalent in volume to said transfer (206) of the liquid fluid to the collector.

6. Method according to one of the preceding claims, wherein the injection of the first gaseous fluid is performed by means of an injection line (203) from a zone outside the well.

7. Method according to one of the preceding claims, wherein the injection of the second gaseous fluid is performed by means of a compressor.

8. Method according to one of the preceding claims, wherein the first gaseous fluid is diffused in a low zone (215) of the collector through the liquid fluid (213) present in the collector.

9. Method according to one of the preceding claims, wherein the transfer (211) of said liquid fluid of step b / is achieved by opening a second valve (204) of the collector.

The method according to one of the preceding claims, wherein step b / is executed if the preceding step executed is step a / and if a pressure within said collector decreases below a first predetermined distance ( Ad2).

11. Method according to one of the preceding claims, wherein the cl step executes if the preceding step performed is step b / and a pressure within said collector decreases below a second predetermined distance (Ad1). .

12. Method according to one of the preceding claims, wherein step a / is performed if the preceding step performed is step c1 and if a pressure within said collector is less than a predetermined pressure (P1).

13. Computer program product for controlling a liquid fluid evacuation infrastructure present in an extraction well, the extraction well comprising a liquid fluid accumulation zone, a collector being positioned in said zone of accumulation, in which the computer program product includes instructions for controlling, when this program is executed by a processor: a / a filling of the collector, said filling comprising: a closure of the extraction well; a transfer of said accumulated liquid fluid in the accumulation zone to the collector; b / a pressurization of the collector, said pressurization comprising: an injection of a first pressurized gaseous fluid into the collector; a transfer of said liquid fluid present in the collector out of the well; c / a depressurization of the collector by evacuating said first gaseous fluid from the collector to a pressure of depressurization less than a well pressure.