FR 2783557 A1 20000324 FR 9811728 A 19980921 DESCRIPTION DOMAINE TECHNIQUE La présente invention concerne une méthode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures liquides et gazeux, activé par injection de gaz à partir d'une source de gaz sous pression, les hydrocarbures produits étant traités dans une unité de traitement aval, alimentée par le puits. ETAT DE LA TECHNIQUE ANTERIEURE Le document GB 2 252 797 décrit un procédé de contrôle du débit de production d'un puits pétrolier, puits qui comprend une colonne de production d'hydrocarbures menant à une tête de puits, et définissant avec la paroi du puits un espace annulaire, la colonne étant munie d'au moins une vanne d'entrée de gaz en communication avec une source de gaz sous pression par l'intermédiaire d'une vanne de contrôle qui permet de contrôler le débit de gaz vers l'intérieur de la colonne de production et d'une duse de sortie permettant de maîtriser l'écoulement des hydrocarbures dans la colonne de production, le procédé consistant à contrôler la vanne de contrôle et la duse de sortie en fonction des mesures de température et de pression prises à la surface et dans l'espace annulaire et en fonction de mesure de pression et de débit du gaz émanant de la source. Le document EP 0 756 065 décrit un système pour contrôler la production d'hydrocarbures au travers d'une canalisation de sortie qui prolonge un puits de production activé par injection de gaz. Ce système comprend: - une duse de sortie pour contrôler le débit d'hydrocarbures au travers de la canalisation de sortie et, - un module de contrôle pour contrôler dynamiquement l'ouverture de la duse de sortie. Le module de contrôle assure le contrôle dynamique de l'ouverture de la duse en fonction des variations de la pression dans la canalisation d'injection de gaz. Selon un mode particulier de réalisation, le module de contrôle comprend un algorithme PID qui stabilise et minimise la pression dans la canalisation d'injection de gaz à partir de la pression dans cette canalisation mesurée au moyen d'un capteur utilisée comme signal d'entrée et délivre en sortie un signal de position de la duse de sortie. Cette méthode et ce dispositif ne permettent pas de contrôler efficacement la production des hydrocarbures quand se forme un bouchon de gaz à la mise en production du puits consécutif à l'ouverture de la duse de sortie, ni lorsque se forme un bouchon de liquide au début de la remontée du gaz injecté, en particulier lorsque la pression du gaz injecté est très élevée. Ces bouchons ont pour effet d'amorcer des perturbations, notamment cycliques, de la production des hydrocarbures qui se traduisent par une alimentation irrégulière des unités aval de traitement des hydrocarbures, telles que les unités de séparation liquides / gaz, recompression et traitement du gaz. Cette alimentation irrégulière des unités aval de traitement des hydrocarbures ayant pour conséquences, entre autres, une réduction de la quantité de gaz disponible pour l'activation du puits et une augmentation des risques de déclenchement qui se traduisent par une réduction de la production. Une autre conséquence de ces perturbations est une accentuation de I'usure de la liaison couche trou, en particulier dans les puits avec des réservoirs inconsolidés, ce qui conduit à des venues de sable qui nécessitent un équipement de contrôle de sable et des restaurations des puits endommagés fréquentes et coûteuses. Ces méthodes ne permettent pas non plus de produire de manière stable optimale après la phase de démarrage avec un débit de gaz minimal, ni de compenser efficacement les perturbations résultant des comportements aléatoires du réservoir, ni les défaillances des équipements de la colonne, ni de mettre en production le puits efficacement lorsque la disponibilité en gaz est réduite. La présente invention a justement pour objet de palier ces inconvénients. A cette fin elle propose un méthode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures liquides et gazeux, activé par injection de gaz, lequel puits comprend au moins une colonne de production à l'intérieur d'un cuvelage, définissant avec ledit cuvelage un espace annulaire relié par une canalisation d'injection de gaz, à travers une vanne de contrôle, à une source de gaz sous pression, ladite colonne de production étant munie d'au moins une vanne d'entrée de gaz et prolongée par une canalisation de sortie munie d'une duse de sortie à ouverture réglable, méthode caractérisée en ce que la vanne de contrôle et la duse de sortie étant fermées elle comporte une phase de démarrage qui consiste à dérouler les étapes suivantes: - une étape d'initiation de la production d'hydrocarbures consistant: à comparer la pression aval de la vanne de contrôle à deux seuils PCH1 et PCH2 prédéterminés, PCH2 étant supérieur à PCH1 et, a) si cette pression est inférieure au seuil PCH1 à ouvrir la vanne de contrôle pour injecter du gaz dans l'espace annulaire à un débit Q1 prédéterminé, b) si cette pression est comprise entre les seuils PCH1 et PCH2, à ouvrir la vanne de contrôle pour injecter du gaz dans l'espace annulaire à un débit Q2 prédéterminé supérieur à Q1, c) et quand cette pression atteint le seuil PCH2, à ajuster le débit de gaz injecté dans l'espace annulaire à une valeur Q3 prédéterminée supérieure à QI,:à ouvrir progressivement la duse jusqu'à une valeur prédéterminée pour atteindre un débit minimal prédéterminé des hydrocarbures produits, - une étape de mise en régime de production consistant à exécuter les opérations suivantes: À à comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil T1 prédéterminé et si ledit débit dépasse ledit seuil de façon continue pendant une durée prédéterminée D1, à augmenter l'ouverture de duse jusqu'à une valeur prédéterminée et sinon à réitérer la comparaison, À à attendre pendant un intervalle de temps prédéterminé pour permettre au débit minimal d'hydrocarbures de s'établir, 20. à comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil T2 supérieur à T1 et la pression amont duse à un seuil P1 prédéterminé et si ledit débit et ladite pression dépassent simultanément lesdits seuils de façon continue pendant la durée D1, à terminer la phase de démarrage et sinon à réitérer la comparaison. Selon une autre caractéristique de l'invention, l'étape de mise en régime de la phase de démarrage consiste en plus à exécuter périodiquement les opérations suivantes: - calculer la dérivée par rapport au temps de la pression aval de la vanne de contrôle, - comparer cette dérivée à un seuil négatif et à un seuil positif prédéterminés et si la dérivée de la pression est inférieure au seuil négatif, à augmenter le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, si la dérivée de la pression est supérieure au seuil positif, à diminuer le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée. Selon une autre caractéristique de l'invention; la phase de démarrage est suivie d'une phase de production consistant à exécuter parallèlement les opérations suivantes: - comparer le débit d'hydrocarbures produits à quatre seuils SR1 SR2, SR3 et SR4 prédéterminés, SR2 étant supérieur à SR1, SR4 étant supérieur à SR3 et: À si le débit d'hydrocarbures produits est inférieur à SR1 et si le débit de gaz injecté est inférieur à un seuil prédéterminé, à augmenter ledit débit d'une quantité prédéterminée, si le débit d'hydrocarbures produits est supérieur à SR2 et si le débit de gaz injecté est supérieur à un seuil prédéterminé, à diminuer ledit débit d'une quantité prédéterminée, À si le débit d'hydrocarbures produits est inférieur à SR3 et si l'ouverture de la duse de sortie est inférieure à un seuil prédéterminé, à augmenter l'ouverture de ladite duse d'une quantité prédéterminée si le débit d'hydrocarbures produits est supérieur à SR4 et si l'ouverture de la duse de sortie est supérieure à un seuil prédéterminé, à réduire I'ouverture de ladite duse d'une quantité prédéterminée, * réitérer la comparaison précédente, - comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil prédéterminé et si ledit débit est inférieur au dit seuil, à reprendre la phase de démarrage. Selon une autre caractéristique de l'invention, la phase de production consiste à exécuter en plus, périodiquement les opérations suivantes: calculer la dérivée par rapport au temps de la pression aval de la vanne de contrôle, - comparer cette dérivée à un seuil négatif et à un seuil positif prédéterminés et 25. si la dérivée de la pression est inférieure au seuil négatif, à augmenter le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, À si la dérivée de la pression est supérieure au seuil positif, à diminuer le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée. Selon une autre caractéristique de l'invention, le débit d'hydrocarbures produits est mesuré au moyen d'un débitmètre monté sur la canalisation de sortie en amont de la duse de sortie. Selon une autre caractéristique de l'invention, le débit d'hydrocarbures produits est estimé à partir de la mesure de la température des hydrocarbures produits en amont de la duse de sortie. Selon une dernière caractéristique de l'invention, le débit d'hydrocarbures produits est estimé à partir de la différence de pression à travers la duse de sortie et l'ouverture de ladite duse. BREVE DESCRIPTION DES DESSINS L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description suivante donnée à titre d'exemple, en référence aux dessins annexés dans lesquels: - la figure 1 représente un puits de production d'hydrocarbures activé par injection de gaz comportant une seule colonne de production, - la figure 2 représente un puits de production d'hydrocarbures activé par injection de gaz comportant deux colonnes de production, - la figure 3 représente deux puits de production d'hydrocarbures activés par injection de gaz dont le débit est réglé par une seule vanne de contrôle. EXPOSE DETAILLE DE L'INVENTION D'une manière générale la méthode de l'invention est utilisée pour conduire un puits de production d'hydrocarbures activé par injection de gaz à partir d'une source de gaz sous pression, lequel puits alimente des unités aval de traitement desdits hydrocarbures. La figure 1 représente un puits 1 de production d'hydrocarbures sous forme d'un mélange de liquide et de gaz qui comprend: - une colonne 2 de production, - un cuvelage 3 entourant la colonne 2, - un espace 4 annulaire défini par la colonne 2 et le cuvelage 3, - une source 7 de gaz sous pression, - une pluralité de vannes 8 d'entrées de gaz dans la colonne 2 à partir de l'espace 4 annulaire, - des unités 14 de traitement aval, - une canalisation 5 d'injection de gaz dans l'espace 4 annulaire reliée à la source 7 de gaz au travers d'une vanne 6 de contrôle, - une canalisation 23 de sortie des hydrocarbures produits reliant la partie supérieure de la colonne 2 aux unités 14 de traitement aval au travers d'une duse 9 de sortie à ouverture réglable, - un capteur 10 de mesure de la température en amont de la duse 9, qui délivre un signal électronique représentatif de cette température, - un capteur 11 de pression en amont de la duse 9, qui délivre un signal électronique représentatif de cette pression, - un capteur 12 de pression aval de la vanne 6 de contrôle, qui délivre un signal électronique représentatif de cette pression, - un capteur 13 de débit de gaz injecté, placé en amont de la vanne 6 de contrôle, qui délivre un signal électronique représentatif de ce débit, un automate 21 programmable muni d'entrées 17,18,19 et 20 qui reçoivent respectivement les signaux électroniques délivrés par les capteurs 11, 10, 13 et 12, et de sorties 15 et 16 qui délivrent respectivement des signaux de commande de la duse 9 de sortie et de la vanne 6 de contrôle, - des moyens 22 de dialogue opérateur/automate 21. L'automate 21 comporte en plus non représenté sur la figure 1 une mémoire préalablement chargée par un programme de contrôle et par les données nécessaires à la conduite du puits producteur d'hydrocarbures, notamment toutes les valeurs prédéterminées des variables de réglage. Ces données sont introduites préalablement par un opérateur à partir des moyens 22 de dialogue opérateur/automate et sont modifiables en cours de production par les mêmes moyens. Certaines de ces données peuvent être introduites par un calculateur d'aide a la conduite, non représenté sur la figure 1. L'automate 21 assure l'asservissement du débit de gaz injecté mesuré au moyen du capteur 13, à une valeur de consigne déterminée selon le programme de contrôle, les valeurs des variables de réglage et en fonction des signaux délivrés par les capteurs 10, 11, 12 et 13, par action sur la vanne 6 de contrôle. Avant la mise en service du dispositif de transfert d'hydrocarbures la duse 9 de sortie et la vanne 6 de contrôle sont fermées. La méthode de l'invention comporte une phase de démarrage du dispositif de transport comportant deux étapes. La première étape est une étape d'initiation de la production d'hydrocarbures, au cours de laquelle l'automate 21 compare la pression en aval de la vanne 6 de contrôle, mesurée au moyen du capteur 12, à deux seuils PCH1 et PCH2 prédéterminés à partir des caractéristique des vannes 8 d'entrée de gaz, par exemple PCH1 égal à 20% de la pression et PCH2 égal 95% de la pression nominale de la source 7 de gaz. Si cette pression est inférieure au seuil PCH1, cela signifie que la pression dans l'espace 4 annulaire est telle qu'il y a un risque d'endommager les vannes 8 d'entrées de gaz. Pour supprimer ce risque la pression dans l'espace 4 annulaire doit être augmentée très progressivement. Pour cela, I'automate 21 délivre sur la sortie 15 un signal d'ouverture de la vanne 6 de contrôle jusqu'à atteindre un débit de gaz injecté Q1 prédéterminé en fonction du volume de l'espace 4 annulaire, par exemple 2% du débit de gaz injecté pour lequel le puits a été dimensionné. Si cette pression est comprise entre les seuils PCH1 et PCH2 cela signifie que la pression est insuffisante pour que l'injection par les vannes 8 puisse commencer. Dans ce cas, l'automate 21 délivre sur la sortie 15 un signal d'ouverture de la vanne 6 de contrôle pour assurer un débit de gaz injecté Q2 supérieur à Q1 prédéterminé en fonction des disponibilités en gaz de la source 7, par exemple 10% du débit pour lequel le puits a été dimensionné. Quand cette pression atteint le seuil PCH2, I'automate 21 délivre sur la sortie 15 un signal d'ouverture de la vanne 6 de contrôle pour assurer un débit de gaz injecté Q3 supérieur à Q1 prédéterminé en fonction des caractéristiques des vannes 8, par exemple 20% du débit pour lequel le puits a été dimensionné. Ensuite l'automate ouvre progressivement la duse 9 jusqu'à une valeur prédéterminée de manière à atteindre un débit minimal prédéterminé d'hydrocarbures produits, par exemple 25% du débit pour lequel le puits a été dimensionné. L'étape d'initiation de la production d'hydrocarbures étant ainsi terminée, la phase de démarrage se poursuit par le déroulement d'une étape de mise en régime de production au cours de laquelle l'automate exécute les opérations suivantes. Il estime le débit d'hydrocarbures produits, à partir de la mesure de leur température fournie par le capteur 10, par application de la formule suivante: Q=Qo + X,/T-To dans laquelle: Q représente le débit estimé des hydrocarbures produits, Qo, To et X sont des constantes caractéristiques du puits, T est la température des hydrocarbures dans la canalisation 23 fournie par le capteur 10 Puis compare le débit d'hydrocarbures estimé à un seuil T1 prédéterminé représentatif du débit minimal soit par exemple 25% du débit pour lequel le puits a été dimensionné. Si de manière continue, le débit estimé des hydrocarbures produits dépasse le seuil T1 pendant une durée D1 prédéterminée par exemple 20 mn, I'automate délivre sur la sortie 16 un signal d'ouverture de la duse (9) jusqu'à un valeur prédéterminée, par exemple 30% de son ouverture maximale. Et sinon, l'automate 21 réitère la comparaison précédente. Lorsque le débit d'hydrocarbures produits est pratiquement stabilisé, c'est à dire après attente d'une durée prédéterminée correspondant au temps de balayage de la colonne de production, par exemple 60 mn l'automate 21 compare le débit d'hydrocarbures produits estimé à partir de la mesure de la température en amont de la duse 9, à un seuil T2 supérieur à T1 égal par exemple à 50% du débit de production pour lequel le puits a été calculé. Il compare ensuite le débit d'hydrocarbures produits estimé à partir de la mesure de température fournie par le capteur 10, au seuil T2 et la pression amont de la duse 9 à un seuil P1 prédéterminé Si simultanément, le débit estimé des hydrocarbures produits dépasse le seuil T2 et si la pression amont de la duse 9 dépasse le seuil P1, pendant une durée prédéterminée par exemple 20 mn, I'automate 21 exécute les opérations de la phase de production. Et si cette double condition n'est pas satisfaite l'automate 21 réitère l'étape d'initiation de la production. Il calcule en plus périodiquement la dérivée par rapport au temps de la pression aval de la vanne 6 de contrôle et la compare à un seuil dPC1 négatif prédéterminé et à un seuil dPC2 positif prédéterminé. Si cette dérivée, c'est à dire la vitesse de variation de la pression en aval de la vanne 6, est inférieure à dPC1 qui est représentatif de la limite acceptable de baisse de pression annulaire, pour éviter que les vannes 8 d'entrée de gaz à la partie supérieure de la colonne 2 de production se ferment trop tôt et que la pression annulaire devienne insuffisante pour injecter du gaz par les vannes 8 de la partie supérieure de la colonne 2, l'automate 21 augmente le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, en augmentant la consigne de l'asservissement de ce débit qui se traduit par un signal d'ouverture de la vanne 6 délivré par l'automate 21 sur la sortie 15. Si cette dérivée est inférieure à dPC2 qui est représentatif de la limite acceptable d'augmentation de la pression dans l'espace 4 annulaire, I'automate 21 diminue le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, en réduisant la consigne de l'asservissement de ce débit qui se traduit par un signal de fermeture de la vanne 6 délivré par l'automate 21 sur la sortie 15. La phase de démarrage étant ainsi terminée, la méthode de l'invention comporte une phase de production au cours de laquelle l'automate 21 estime le débit d'hydrocarbures produits comme ci-dessus, à partir de la mesure de température en amont de la duse 9, puis le compare à quatre seuils SR1, SR2, SR3 et SR4 prédéterminés en fonction du débit pour lequel le puits a été dimensionné, par exemple en % de ce débit: SR1 = 75%, SR2 = 90%, SR3 = 85%, SR4 = 100%. Si le débit estimé d'hydrocarbures produits est inférieur à SR1 et si le débit de gaz injecté est inférieur à un seuil QGS prédéterminé en fonction des caractéristiques du puits et de ses équipements par exemple 60% du débit maximal de gaz pour lequel le puits a été dimensionné, I'automate 21 augmente le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée par exemple 30% du débit maximal de gaz pour lequel le puits a été dimensionné en modifiant la consigne de l'asservissement de ce débit. Si le débit estimé d'hydrocarbures produits est inférieur à SR2 et si le débit de gaz injecté est inférieur à un seuil QGI prédéterminé en fonction des caractéristiques du puits et de ses équipements par exemple 10% du débit maximal de gaz pour lequel le puits a été dimensionné, l'automate 21 diminue le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée par exemple 2% du débit maximal de gaz pour lequel le puits a été dimensionné en modifiant la consigne de l'asservissement de ce débit. Si le débit estimé d'hydrocarbures produits est inférieur à SR3 et si l'ouverture de la duse 9 est inférieure à un seuil prédéterminé en fonction des caractéristiques du puits et de ses équipements, par exemple 100% de l'ouverture maximale de la duse 9, I'automate 21 augmente l'ouverture de la duse 9 d'une quantité prédéterminée par exemple 3% de l'ouverture maximale. Si le débit estimé d'hydrocarbures produits est supérieur à SR4 et si l'ouverture de la duse 9 est supérieure à un seuil prédéterminé en fonction des caractéristiques du puits et de ses équipements, par exemple 60% de l'ouverture maximale de la duse 9, l'automate 21 réduit l'ouverture de la duse 9 d'une quantité prédéterminée par exemple 3% de l'ouverture maximale. Parallelement l'automate 21 compare le débit estimé d'hydrocarbures produits au seuil T1 précédemment défini, et si ce débit est inférieur à T1, l'automate reprend la phase de démarrage. Grâce à l'action combinée sur la duse de sortie et sur la vanne de contrôle de l'injection de gaz conformément à la méthode de l'invention le premier bouchon de gaz et le premier bouchon de liquide lors de la phase de démarrage sont amortis et la production d'hydrocarbures est stabilisée par une injection de gaz dans la colonne de production, stable et réduite au minimum. La méthode de l'invention mise en oeuvre pour la conduite du puits de production d'hydrocarbures décrite ci-dessus n'est pas limitée à la conduite de ce type de puits, elle s'applique aussi, moyennant des adaptations à la portée de l'homme du métier de l'invention, à la conduite d'autres types de puits tels que: - du type "double complétion" tel que celui représenté schématiquement sur la figure 2, qui comporte dans un seul cuvelage 3 deux colonnes 32 et 33 de production et deux duses 34 et 35 de sortie des hydrocarbures produits, à titre d'exemple, le débit de gaz contrôle vanne 6 de contrôle est la somme des débits déterminés par le programme de contrôle pour chacune des colonnes de production et la phase de démarrage d'une colonne est suspendue jusqu'à ce que la production de l'autre colonne ait dépassé un seuil prédéterminé, - du type à injection axiale de gaz, dans lequel le gaz d'activation est injecté par une conduite disposée à l'intérieur de la colonne de production. - du type à "alimentation en gaz commune" qui comporte une canalisation d'injection de gaz commune à deux puits 40 et 41, REVENDICATIONS 1- Méthode de conduite d'un puits (1) de production d'hydrocarbures liquides et gazeux, activé par injection de gaz, lequel puits (1) comprend au moins une colonne (2) de production à l'intérieur d'un cuvelage (3), définissant avec ledit cuvelage (3) un espace (4) annulaire relié par une canalisation (5) d'injection de gaz, à travers une vanne (6) de contrôle, à une source (7) de gaz sous pression, ladite colonne (2) de production étant munie d'au moins une vanne (8) d'entrée de gaz et prolongée par une canalisation (23) de sortie munie d'une duse (9) de sortie à ouverture réglable, méthode caractérisée en ce que la vanne (6) de contrôle et la duse (9) de sortie étant fermées elle comporte une phase de démarrage qui consiste à dérouler les étapes suivantes: - une étape d'initiation de la production d'hydrocarbures consistant: à comparer la pression aval de la vanne (6) de contrôle à deux seuils PCH1 et PCH2 prédéterminés, PCH2 étant supérieur à PCH1 et, a) si cette pression est inférieure au seuil PCH1 à ouvrir la vanne (6) de contrôle pour injecter du gaz dans l'espace (4) annulaire à un débit Q1 prédéterminé, b) si cette pression est comprise entre les seuils PCH1 et PCH2, à ouvrir la vanne (6) de contrôle pour injecter du gaz dans l'espace (4) annulaire à un débit Q2 prédéterminé supérieur à Q1, c) et quand cette pression atteint le seuil PCH2, à ajuster le débit de gaz injecté dans l'espace (4) annulaire à une valeur Q3 prédéterminée supérieure à Q1, À à ouvrir progressivement la duse (9) jusqu'à une valeur prédéterminée pour atteindre un débit minimal prédéterminé des hydrocarbures produits, - une étape de mise en régime de production consistant à exécuter les opérations suivantes: À à comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil T1 prédéterminé et si ledit débit dépasse ledit seuil de façon continue pendant une durée prédéterminée D1, à augmenter l'ouverture de duse (9) jusqu'à une valeur prédéterminée et sinon à réitérer la comparaison, à attendre pendant un intervalle de temps prédéterminé pour permettre au débit minimal d'hydrocarbures de s'établir, à comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil T2 supérieur à T1 et la pression amont duse (9) à un seuil P1 prédéterminé et si ledit débit et ladite pression dépassent simultanément lesdits seuils de façon continue pendant la durée D1, à terminer la phase de démarrage et sinon à réitérer la comparaison. 2- Méthode selon la revendication 1 caractérisée en ce que l'étape de mise en régime de la phase de démarrage consiste en plus à exécuter périodiquement les opérations suivantes: - calculer la dérivée par rapport au temps de la pression aval de la vanne (6) de contrôle, - comparer cette dérivée à un seuil négatif et à un seuil positif prédéterminés et si la dérivée de la pression est inférieure au seuil négatif, à augmenter le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, si la dérivée de la pression est supérieure au seuil positif, à diminuer le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée. 3- Méthode de conduite selon la revendication 1 ou 2 caractérisée en ce que la phase de démarrage est suivie d'une phase de production consistant à exécuter parallèlement les opérations suivantes: - comparer le débit d'hydrocarbures produits à quatre seuils SR1, SR2, SR3 et SR4 prédéterminés, SR2 étant supérieur à SR1, SR4 étant supérieur à SR3 et: si le débit d'hydrocarbures produits est inférieur à SR1 et si le débit de gaz injecté est inférieur à un seuil prédéterminé, à augmenter ledit débit d'une quantité prédéterminée, * si le débit d'hydrocarbures produits est supérieur à SR2 et si le débit de gaz injecté est supérieur à un seuil prédéterminé, à diminuer ledit débit d'une quantité prédéterminée, si le débit d'hydrocarbures produits est inférieur à SR3 et si l'ouverture de la duse (9) de sortie est inférieure à un seuil prédéterminé, à augmenter I'ouverture de ladite duse (9) d'une quantité prédéterminée si le débit d'hydrocarbures produits est supérieur à SR4 et si l'ouverture de la duse (9) de sortie est supérieure à un seuil prédéterminé, à réduire l'ouverture de ladite duse (9) d'une quantité prédéterminée, ò à réitérer la comparaison précédente, - comparer le débit d'hydrocarbures produits à un seuil prédéterminé et si ledit débit est inférieur au dit seuil, à reprendre la phase de démarrage. 4- Méthode selon la revendication 3 caractérisée en ce que la phase de production consiste à exécuter en plus périodiquement les opérations suivantes: - calculer la dérivée par rapport au temps de la pression aval de la vanne (6) de contrôle, - comparer cette dérivée à un seuil négatif et à un seuil positif prédéterminés et si la dérivée de la pression est inférieure au seuil négatif, à augmenter le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée, si la dérivée de la pression est supérieure au seuil positif, à diminuer le débit de gaz injecté d'une quantité prédéterminée. - Méthode selon la revendication 1 ou 3 caractérisée en ce que le débit d'hydrocarbures produits est mesuré au moyen d'un débitmètre monté sur la canalisation (23) de sortie en amont de la duse (9) de sortie. 6- Méthode selon la revendication 1 ou 3 caractérisée en ce que le débit d'hydrocarbures produits est estimé à partir de la mesure de la température des hydrocarbures produits en amont de la duse (9) de sortie. 7- Méthode selon la revendication 1 ou 3 caractérisée en ce que le débit d'hydrocarbures produits est estimé à partir de la différence de pression à travers la duse (9) de sortie et l'ouverture de ladite duse (9).