Brevet FR2712626A1 — publié le 19950524

PROCEDE ET DISPOSITIF POUR LA SURVEILLANCE ET LE CONTROLE DE FORMATIONS TERRESTRES CONSTITUANT UN RESERVOIR DE FLUIDES La présente invention concerne un procédé et un dispositif pour sa mise en oeuvre, en vue de surveiller et contrôler un réservoir d'hydrocarbures et/ou gaz, lesdites formations étant traversées par au moins un puits de production par lequel lesdits fluides sont acheminés vers la surface. Lors de la production de fluides tels que les hydrocarbures et/ou du gaz provenant d'un gisement souterrain, il est important de connaître l'évolution et le comportement du réservoir, pour permettre de contrôler et d'optimiser la production d'une part, et de prévoir les modifications susceptibles d'affecter le réservoir, afin de prendre les mesures appropriées, d'autre part. On connaît des procédés et dispositifs destinés à contrôler et déterminer le comportement de réservoirs souterrains, par la mesure de la pression des fluides. Une première méthode consiste à disposer au fond d'un puits de production, une jauge de pression, reliée à la surface par un cable apte à permettre la transmission d'informations depuis et vers la jauge, à partir de la surface. Cette méthode connue présente des inconvénients. En premier lieu, la jauge de pression disposée au fond du puits et ses dispositifs annexes sont très coûteux; à titre d'exemple, il arrive que le coût soit de l'ordre de celui du puits de production lui-même. Par ailleurs, la jauge de pression ainsi disposée au fond -2- du puits ne permet de mesurer la pression que dans le puits, et en cours de production. Selon une seconde méthode connue, appelée en anglais "interference testing", on procède à des mesures de pression, à l'aide d'au moins deux puits distants l'un de l'autre et traversant la zone productrice, cette dernière étant isolée en partie supérieure et inférieure, dans chacun des puits, par des organes obturateurs (connus en langue anglaise sous la10 dénomination "packer"). On dispose une ou plusieurs jauge(s) de pression dans la zone productrice, dans chaque puits. Ensuite, on provoque une impulsion de pression, artificiellement, dans l'un des puits, et on mesure la variation dans le temps de la pression dans l'autre puits, résultant de cette impulsion de pression. Cette méthode dite d'interférence testing, présente des inconvénients, malgré l'intérêt relatif des mesures qu'elle est susceptible d'apporter. Cette méthode est très coûteuse car il est nécessaire d'arrêter la20 production des puits dans lesquels on effectue la mesure, et ceci se traduit par des montants extrêmement élevés puisqu'une campagne de mesures peut durer plusieurs jours. Ceci est d'autant plus vrai qu'il est nécessaire d'arrêter l'ensemble des puits d'une zone faisant l'objet de mesures. Par ailleurs, cette méthode n'est possible qu'entre puits existants, et nécessite donc au moins deux puits forés dans la même zone de production. Enfin et surtout, les méthodes connues, quelles qu'elles soient, ne permettent d'effectuer des mesures que dans le puits de production. Il faut se livrer à des interpolations, des extrapolations et de calculs complexes pour tenter de déterminer, à partir de ces mesures dans le puits de production, le comportement du réservoir. En d'autres termes, ces mesures ne -3- I permettent pas de déterminer le comportement du réservoir lui-même, et ceci est d'autant plus vrai pour les zones du réservoir éloignées du puits de production o sont effectuées les mesures.5 La présente invention remédie à ces inconvénients et propose une méthode et un dispositif aptes à réaliser des mesures représentatives du comportement effectif d'un réservoir, et ce directement, de manière économique, et sans que la mesure soit10 affectée par les conditions régnant dans le puits de production. A cette fin, selon l'invention, le procédé pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant au moins un réservoir de fluide et15 traversées par au moins un puits, dans lequel on mesure, à l'aide d'au moins un capteur, au moins un paramètre représentatif du réservoir et/ou des mouvements du fluide, est caractérisé par les étapes suivantes: - on fixe de façon permanente ledit capteur dans le puits; et on assure la mise en communication (au sens hy- draulique) dudit capteur avec ledit réservoir, tout en isolant au moins la section du puits o se trouve ledit capteur du reste du puits. Selon un mode préféré, le paramètre est la pression du fluide dans le réservoir. L'invention concerne également un ensemble, pour la mise en oeuvre du procédé, et comportant: - des moyens de fixation permanents dudit capteur dans le puits au niveau du réservoir; - des moyens de mise en communication (au sens hydraulique) du capteur avec le réservoir; et -4 - 1 - des moyens d'isolation aptes à isoler la section du puits o se trouve le capteur, du reste du puits. L'invention concerne en outre un dispositif destiné à être installé dans un puits traversant un réservoir, en vue de l'étude et/ou contrôle de ce dernier, comprenant un capteur apte à être fixé de façon permanente dans le puits au niveau du réservoir, et des moyens de mise en communication du capteur avec le réservoir, l'ensemble capteur/moyens de communication 10 étant apte à être descendu à l'extrémité d'un cable dans le puits. L'invention sera bien comprise à la lumière de la description qui suit, se rapportant à des exemples illustratifs et non limititatifs, en liaison avec le dessin annexé dans lequel: - la figure 1 est une représentation schématique d'un premier exemple de mise en oeuvre de l'invention; - la figure 2 est une vue schématique de détail du dispositif de la figure 1; - la figure 3 est une coupe longitudinale schématique partielle du puits équipé du dispositif de la figure 2; - la figure 4 est une coupe transversale schématique montrant le fonctionnement de la charge explosive directionnelle associée au capteur de la figure 2;25 - la figure 5 montre un second exemple de mise en oeuvre de l'invention; et - les figures 6A et 6B montrent chacune une variante de réalisation des moyens de mise en communication du capteur avec le réservoir. Comme montré sur la figure 1, un puits de production 9 traverse des formations terrestres 10 dont la surface porte la référence 11. Les formations 10 comportent un premier réservoir Ri et un second réservoir R2 d'hydrocarbures. Le puits 9 est équipé d'un tubage 12 1 et, disposée concentriquement au tubage, d'une colonne de production 13, connue en elle-même, et destinée à amener le fluide (hydrocarbures et/ou gaz) issu de la zone productrice (réservoir R2) vers la surface, en vue de5 stocker le fluide et d'acheminer ce dernier vers des moyens de traitement à la surface. Le réservoir Rl n'est pas producteur de fluide dans le puits 9 de production; seul le fluide provenant du réservoir R2 (symbolisé par les flèches) est acheminé, grâce aux perforations 16, à l'intérieur de la colonne de production 13. A la profondeur correspondant au réservoir Ri non producteur dans le puits 10, sur la surface extérieure du tubage 12, est fixé un capteur de pression15 14, tel qu'une jauge de pression connue en elle-même. Cette dernière est reliée à la surface 11 par l'intermédiaire d'un cable 15 courant le long du tubage. Le cable 15 est relié en surface d'une part à des moyens 18 d'alimentation en énergie, et d'autre part à des moyens 19 aptes à envoyer et recevoir des informations, respectivement vers et depuis la jauge de pression 14. Les moyens 19, ainsi que les moyens d'alimentation en énergie électrique 18, sont connus en eux-mêmes. Le capteur ou jauge de pression 14 est disposé de façon permanente contre la paroi externe du tubage 12. Une fois le tubage 12 mis en place de manière que la jauge soit disposée à la profondeur voulue, on injecte du ciment 20, de manière connue, dans l'espace annulaire entre la face extérieure du tubage et la paroi 27 du puits. La mesure de pression réalisée dans la zone du réservoir Rl traversée par le puits est rendue possible par la mise en communication de la jauge de pression avec le réservoir Rl. -6- 1 La mise en communication de la jauge avec les fluides de la formation est, selon un exemple de mise en oeuvre, réalisée à distance, depuis la surface, à l'aide de moyens tels qu'une charge explosive5 directionnelle, disposée à proximité de la jauge. Le capteur 14 reste cependant isolé du fluide entrant dans la colonne 13 et provenant du réservoir producteur R2. Il n'a été représenté sur la figure 1 qu'un seul capteur 14 et un seul puits. Plusieurs puits et plusieurs jauges peuvent être disposés de manière à augmenter la couverture, en terme de mesure, du réservoir Rl. La figure 2 montre une vue de détail du tubage 12 et du dispositif de la figure 1 comportant une jauge de pression 14, représentée symboliquement et fixée sur la paroi extérieure du tubage 12. Une liaison filaire 21 relie la jauge de pression et une interface électronique 22 permettant d'alimenter le capteur et transmettre l'information depuis et vers la jauge de pression. L'interface 22, connue en elle-même et non représentée en détail, est reliée au cable 15 dont l'extrémité supérieure est reliée en surface aux moyens de traitement 19 et à la source d'énergie 18 (figure 1). Le cable 15 est fixé contre la paroi extérieure du tubage 25 12. Une charge explosive directionnelle 24 est disposée à la base de la jauge de pression. Sa mise à feu est commandée depuis la surface via l'interface 22 et le cable 15.30 La figure 3 montre schématiquement la disposition de la jauge de pression et de la charge explosive associée, dans le puits. La jauge 14 est fixée par tout moyen connu sur la paroi extérieure du tubage 12. La charge explosive 24 est fixée sur la jauge de -7- I pression. Du ciment 20 est injecté entre la paroi extérieure du tubage 12 et la paroi 27 du puits 10 traversant le réservoir R1. La figure 4 montre, en coupe transversale (transversalement à l'axe longitudinal du puits), la disposition réciproque de la jauge de pression et de la charge explosive directionnelle. Cette dernière est disposée de manière à diriger l'énergie résultant de l'explosion, selon une direction sensiblement tangente au tubage 12, et également transversale à l'axe longitudinal de ce dernier. Les flêches "fM symbolisent le flux d'énergie résultant de l'explosion de la charge et permettant de percer le ciment à cet endroit et également une partie de la formation terrestre, au niveau de la15 paroi 27 du puits. Ceci permet de mettre en communication les fluides du réservoir Rl avec la jauge de pression 14. La charge explosive est de préférence composée de deux charges 24a et 24b dégageant une énergie dans deux sens opposés de la même direction tangente. Ainsi, la mise en communication de la jauge avec le réservoir n'endommage pas le tubage 12. Sur la figure 5, on a représenté une seconde forme de réalisation de l'invention, o les éléments similaires portent les mêmes références que ceux des figures 1 à 4. Un puits de production 9 équipé d'un tubage 12 et d'une colonne 13 traverse un réservoir d'hydrocarbures R3; du ciment 20 est injecté entre la paroi exterieure du tubage 12 et la paroi 27 du puits. Des perforations 16 permettent au fluide de pénétrer dans le puits et l'intérieur de la colonne 13. Un puits 30, creusé à quelque distance (entre quelques centaines de mètres et quelques kilomètres par exemple), traverse également le réservoir I R3. Seule la partie supérieure du puits 30 est pourvue d'un tubage 31 (sur une.hauteur qui dépend du niveau de la zone R3 et de l'état du puits), le reste du puits est laissé sans tubage.5 On descend, accroché à un cable 32, un dispositif de mesure 33 comportant un tube 34 (tel qu'une section de tubage) sur la paroi extérieure duquel sont fixées une jauge de pression 14 et une charge explosive directionnelle 24. Le tube 34 peut contenir un dispositif électronique associé au capteur. Du ciment 35 est injecté dans le puits à une profondeur correspondant au réservoir R3, de façon à ce que le dispositif de mesure 33 soit fixé de manière permanente dans le puits et de façon à empêcher le fluide15 du réservoir R3 de pénétrer dans le puits 30. Ce dernier constitue un puits de mesure, alors que le puits 9 est destiné à la production. L'actionnement de la charge explosive 24, de la manière décrite cidessus, permet d'engendrer des perforations 36, 37 aptes à mettre en communication le fluide du réservoir R3 et la jauge de pression 14. Le fluide avec lequel cette dernière est en communication ne peut pénétrer dans le puits de mesure 30. Selon une première variante, représentée schématiquement sur la figure 6A, on assure la communication entre le réservoir et le capteur par exemple à l'aide d'un élément 40 associé au capteur qui met ce dernier en communication avec le réservoir. Le canal 41 de communication ainsi créé est protégé par cet élément lors de la cimentation. On évite ainsi les problèmes et difficultés liés à l'usage d'explosifs (mise à feu et sécurité). Une seconde variante, montrée sur la figure 6B, montre deux volumes cylindriques de ciment, -9 - 1 respectivement 35A et 35B, disposés de part et d'autre d'une zone ou section 43 du puits o se trouve le capteur 34. Le réservoir 10 est en communication, au sens hydraulique, avec la section 43 et donc avec le capteur 34. La section 43 est isolée du reste du puits par les volumes ou Ubouchonsa de ciment inférieur 35B et supérieur 35A. - 10 - 1 REVENDICATIONS 1 - Procédé pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres (10) constituant au moins un réservoir (Rl) de fluide et traversé par au moins un puits (9), dans lequel on mesure, à l'aide d'au moins un capteur (14), au moins un paramètre représentatif du réservoir et/ou des mouvements du fluide, caractérisé par10 les étapes suivantes: - on fixe de manière permanente ledit capteur (14) dans le puits (9); et - on assure la communication (au sens hydraulique) dudit capteur avec ledit réservoir (Rl), tout en isolant au moins la section du puits o se trouve ledit capteur, du reste du puits. 2 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé par les étapes suivantes: - on descend le capteur (14) dans le puits (9), à une profondeur correspondant au réservoir (R1); - on isole (20) la section du puits o se trouve le capteur du reste du puits et on fixe de manière permanente le capteur à ladite profondeur; et - on met en communication le capteur localement avec le réservoir. 3 - Procédé selon la revendication 1, dans lequel un puits (9) de production traverse un premier (R1) et un second (R2) réservoirs situés à des profondeurs différentes en vue de l'extraction du fluide du second réservoir, caractérisé par les étapes suivantes: - on met en place un tubage (12), sur la paroi extérieure duquel est fixé ledit capteur (14), à une profondeur - 11 - 1 telle que ledit capteur soit disposé au niveau du premier réservoir (Ri); - on injecte du ciment (20) dans l'espace annulaire entre le tubage (12) et la paroi du puits (9), de manière à fixer ledit capteur (14) de manière permanente dans le puits, tout en isolant la zone du puits o se trouve le capteur, du reste du puits; et - après mise en place dans le puits d'une colonne de production (13) de manière à acheminer le fluide du second réservoir (R2) vers la surface, on met en communication le capteur avec le premier réservoir. 4 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé par les étapes suivantes: - on descend dans le puits (9) le capteur (14) accroché à un câble (32) jusqu'à ce que le capteur soit disposé au niveau dudit réservoir (R3); et - on cimente (35) le puits (9) au moins dans la section o se trouve le capteur, tout en assurant la communication du capteur avec le réservoir. - Procédé selon l'une des revendications 3 ou 4, caractérisé en ce que l'on assure la communication à l'aide d'une charge explosive (24a, 24b) directionnelle. 6 - Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que la charge explosive (24) est apte à diriger l'énergie selon une direction tangente (f) et sensiblement orthogonale à l'axe du puits. 7 - Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que le capteur (14) est associé à un élément apte à créer un canal de communication (43) entre ce dernier et le réservoir. - 12 - 1 8 - Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que ledit paramètre est la pression du fluide. 9 Dispositif pour la mesure de la pression de fluide issu d'un réservoir (Rl), traversé par au moins un puits, comprenant au moins un capteur de pression associé à un moyen d'alimentation en énergie (18) et des moyens aptes à transmettre des informations (19) vers et depuis le capteur (14), caractérisé en ce qu'il est susceptible d'être fixé de manière permanente dans ledit puits, et en ce qu'il comporte des moyens d'isolation (35A, 35B) aptes à isoler la section du puits o se trouve le capteur du reste du puits, et des moyens pour assurer la communication (au sens hydraulique) du capteur avec le réservoir. - Dispositif pour la mesure de la pression de fluide issu d'un réservoir, traversé par au moins un puits (30), comprenant au moins un capteur de pression susceptible d'être associé à un moyen d'alimentation en énergie, caractérisé en ce que le capteur (14) est associé à des moyens pour assurer la communication (au sens hydraulique) de ce dernier avec le réservoir, l'ensemble (33) capteur/moyens de communication étant apte à être descendu à l'extrémité d'un cable dans le puits et à être fixé de manière permanente dans le puits au niveau du réservoir. 11 - Dispositif selon l'une des revendications 9 ou 10, caractérisé en ce que l'ensemble est fixé sur la paroi extérieure d'un tubage apte à être disposé dans le puits. 12 - Dispositif selon l'une des revendications 9 à 11, caractérisé en ce que lesdits moyens pour assurer la - 13 - 2712626 - 13 - z1o 1 communication comportent une charge explosive directionnelle (24). 13 - Dispositif selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu'il comporte deux charges explosives aptes à diriger l'énergie selon deux directions opposées. 14 - Dispositif selon l'une des revendications 9 ou 10, caractérisé en ce que le capteur (14)est associé à un élément (40) apte à réaliser un canal de communication entre le capteur et le réservoir.