Brevet FR3013756A1 — publié le 20150529

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. 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. 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. 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). 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. 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. 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. Le transfert dudit fluide liquide de l'étape b/ peut être réalisé par l'ouverture d'une deuxième vanne du collecteur. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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.). 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). 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. REVENDICATIONS1. Procédé d'évacuation de fluide liquide (214) présent dans un puits d'extraction (200), le puits d'extraction (200) comportant une zone d'accumulation de fluide liquide (214), un collecteur (201) étant positionné dans ladite zone d'accumulation, le procédé comportant: a/ remplissage du collecteur (201), ledit remplissage comportant : - fermeture du puits d'extraction (200) ; - transfert (206) dudit fluide liquide (214) accumulé dans la zone d'accumulation vers le collecteur (201) ; b/ pressurisation du collecteur (201), ladite pressurisation comportant : - injection (209) d'un premier fluide gazeux pressurisé dans le collecteur ; - transfert (211) dudit fluide liquide présent dans le collecteur hors du puits ; cl dépressurisation du collecteur en évacuant (212) ledit premier fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits ; dans lequel les étapes a/ à cl sont exécutées au moins deux fois. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le transfert dudit fluide liquide de l'étape a/ est réalisé par l'ouverture d'une première vanne (205) du collecteur. 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ladite première vanne (205) du collecteur est une vanne anti-retour s'ouvrant lorsque la pression au sein du puits est supérieure à la pression au sein du collecteur. 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'étape a/comprend en outre un transfert (207) d'un deuxième fluide gazeux présent dans le collecteur hors du puits. 5. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ledit transfert (207) du deuxième fluide gazeux est au moins équivalent en volume audit transfert (206) du fluide liquide vers le collecteur. 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'injection du premier fluide gazeux est réalisée au moyen d'une ligne d'injection (203) depuis une zone hors du puits. 7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'injection du deuxième fluide gazeux est réalisée au moyen d'un compresseur. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le premier fluide gazeux est diffusé dans une zone basse (215) du collecteur au travers du fluide liquide (213) présent dans le collecteur. 9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le transfert (211) dudit fluide liquide de l'étape b/ est réalisé par l'ouverture d'une deuxième vanne (204) du collecteur. 10. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'étape b/ est exécutée si l'étape précédente exécutée est l'étape a/ et si une pression au sein dudit collecteur diminue en deçà d'un premier écart prédéterminé (Ad2). 11. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'étape cl estexécutée 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 (Ad1). 12. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'étape a/ est 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). 13. Produit 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, dans lequel 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 ; c/ une dépressurisation du collecteur en évacuant ledit premier fluide gazeux du collecteur jusqu'à une pression de dépressurisation inférieure à une pression de puits.