Process upstream : Production

Equipement d'intervention sur puits / unité de coiled tubing

Pratiques et polyvalentes, les unités de tubes enroulés (CTU) sont un type d'équipement d'intervention sur les puits qui a de nombreuses applications :

• Balayages et nettoyages mécaniques et chimiques
• Perçage et fraisage
• Cimentation
• Déclenchement (retrait et remplacement d'une section du train de tiges)
• Pêche (récupération d'objets dans le puits de forage)
• Fracture hydraulique et refracturation
• Lancer ou relancer la production

Les groupes hydrauliques fournissent la puissance nécessaire pour commander les machines de levage (grue, col de cygne), dérouler le tube, le pousser dans le puits à l'aide d'un ensemble d'injecteurs et le dérouler à nouveau. Depuis la cabine de commande, les opérateurs manœuvrent l'équipement mécanique et l'équipement de contrôle de la pression (PCE). Les dispositifs de mesure d'un CTU comprennent des capteurs de pression et de température au niveau du groupe hydraulique, des capteurs de force au niveau de la tête de l'injecteur et des manomètres dans la cabine de contrôle

Tête de puits avec arbre de Noël

Une tête de puits est le système d'embouts, de bobines et d'adaptateurs à partir desquels une colonne de tubage est suspendue et le pétrole brut ou le gaz s'écoule. Connu également sous le nom de tête de tubage, cet équipement remplit une autre fonction importante : contenir le fluide de puits sous pression (effluent).K

Un ensemble de vannes, de raccords et d'étranglements est généralement monté sur la tête de puits. Appelé arbre de Noël en raison de la ramification de ses différents composants, cet ensemble fonctionne comme un robinet complexe qui permet aux opérateurs de contrôler et de rediriger le flux d'effluents vers les tuyauteries et les réservoirs.

Des manomètres mécaniques robustes contrôlent la pression au niveau du tubage, de la tuyauterie, de la conduite d'écoulement et d'autres points de l'équipement. Quant aux transmetteurs de pression électroniques et aux transmetteurs de process utilisés sur un arbre de Noël, ils doivent être approuvés comme étant à sécurité intrinsèque ou antidéflagrants afin que le site de production reste sûr.

Système de pompe à tige aspirante

Communément appelées pumpjacks, oil horses ou oil derricks, les pompes à tige aspirante parsèment le paysage des régions riches en pétrole. Le mécanisme est simple et efficace : Une manivelle, actionnée par le moteur principal (moteur électrique), déplace le bras de levier - composé de la poutre de marche et d'une tête de cheval à une extrémité - vers le haut et vers le bas. Une tige de succion polie, fixée à la tête de cheval et enfilée dans une barre de support, est insérée à travers la tête de puits et sur toute la longueur du tube. (Plus le puits est profond, plus ce train de tiges est long et, par conséquent, plus le cheval de pétrole est grand). La tige aspirante aspire lentement le fluide du puits, grâce à un système de vannes qui s'ouvrent et se ferment à l'extrémité du train de tiges et au bas de la colonne de tubage. À la tête du puits, le fluide est dévié vers une conduite d'écoulement, puis acheminé vers un réservoir de stockage en vue d'un transport ultérieur.

Un manomètre à la tête du puits et un transmetteur de pression à la conduite d'écoulement permettent aux opérateurs de surveiller et de contrôler l'effluent pompé. Un capteur d'inclinaison sur la poutre de marche suit le mouvement et la position de la tige polie, tandis qu'une cellule de charge spécialement conçue sur la barre porteuse contrôle la force que la tige polie subit lors de ses mouvements ascendants. Ces informations, enregistrées sur des cartes dynamométriques, sont utilisées pour analyser les conditions de pompage en fond de puits et l'efficacité de la tige de succion.

Système de levage du piston

La baisse de production fait partie du cycle naturel d'un puits, mais plusieurs facteurs peuvent l'accélérer. L'un de ces facteurs est la charge en liquide. Le fluide de puits est une combinaison de gaz naturel et de liquide. Le débit critique du gaz (CFR) est la vitesse minimale à laquelle il doit se déplacer pour soulever la retombée du liquide. Sous le CFR, le puits commence à se charger. Si le liquide en fond de puits n'est pas éliminé, la production diminue et finit par s'arrêter complètement.

Idéalement installé avant que le chargement ne devienne un problème sérieux, un élévateur à piston est une solution économique pour les puits verticaux. La seule énergie nécessaire à ce système mécanique peut provenir d'un petit panneau solaire. L'installation commence par la mise en place d'un ressort d'amortisseur, à l'aide d'une unité de tubage en spirale, au bas du tubage du puits vertical ; au sommet de la tête de puits se trouve un lubrificateur qui abrite le plongeur à action libre. Lorsque le contrôleur électronique détecte une mise en charge, il ferme la vanne motorisée pour arrêter le flux dans la conduite. Cette action libère le plongeur, qui tombe à travers la couche de liquide (limace) pour s'appuyer sur le pare-chocs. Le puits étant maintenant fermé, la pression augmente à l'intérieur ; lorsque la pression atteint un niveau prédéterminé, la vanne motorisée se rouvre. Ce changement soudain de pression soulève le plongeur, qui pousse la limace vers le haut et hors du puits. Le plongeur retourne ensuite dans le lubrificateur, ce qui déclenche l'ouverture de la vanne motorisée par le capteur d'arrivée, qui permet au gaz de circuler à nouveau. Le cycle est automatiquement répété chaque fois que le contrôleur détecte un chargement.

Les systèmes de levage par piston s'appuient sur des capteurs de pression et des jauges pour détecter la quantité de pression de gaz naturel dans le tubage et la tubulure afin d'optimiser l'utilisation du piston. En raison de la présence de fumées de gaz explosives, il convient d'utiliser des capteurs de pression à sécurité intrinsèque ou à l'épreuve des explosions.

Système de pompe à vis excentrée

Presque tous les puits de pétrole et de gaz ont besoin d'un petit coup de pouce, en particulier les puits matures dont le débit s'amenuise. Une pompe à vis excentrée (PCP), également appelée pompe à vis excentrique ou pompe à vis, est l'un des moyens d'accroître la productivité d'un puits vertical ou dévié.

Ce système de levage artificiel est constitué d'un rotor métallique de forme hélicoïdale (espace positif) inséré dans un stator en élastomère (espace négatif). Le rotor, qui est comme l'engrenage interne, tourne à l'intérieur du stator stationnaire, qui agit comme un engrenage externe fixe. Le fluide du puits entre par l'extrémité d'aspiration et occupe l'espace entre le rotor et le stator. Pendant le fonctionnement de la pompe, le lobe du rotor entre en contact avec le lobe du stator, créant une cavité étanche à chaque tour. Le fluide est ainsi progressivement remonté à la surface par la tête de puits. Grâce aux vis, les systèmes PCP peuvent traiter l'huile visqueuse, le sable et d'autres matériaux solides courants lors de la fracturation hydraulique.

La surveillance et le contrôle de la surface, effectués à l'aide de manomètres et de transmetteurs de pression à sécurité intrinsèque ou antidéflagrants, permettent aux opérateurs d'optimiser ce système de levage artificiel.

Dispositif à gaz ascendant

Certains puits de production ont un débit lent en raison de la charge en liquide. Dans un puits vertical, une remontée par piston peut éliminer mécaniquement cette boue liquide ; les puits horizontaux dont le débit est faible peuvent bénéficier d'un système de remontée artificielle à base de gaz.

Un système de gas lift imite l'élévation naturelle en complétant le gaz de formation par une source externe. Tout d'abord, une série de mandrins (cylindres creux) munis de vannes sont installés le long de l'extérieur de la colonne de tubes à différentes profondeurs. Ensuite, le gaz à haute pression provenant du compresseur est injecté dans l'espace annulaire (espace entre le tube interne et le tube externe). Lorsque ce gaz d'injection rencontre chaque mandrin, la valve du cylindre s'ouvre pour lui permettre de pénétrer dans la tubulure ; en même temps, la valve qui le précède se ferme. Une fois à l'intérieur, le gaz se mélange au liquide - en réduisant sa densité - et fait des "bulles" dans le fluide du puits. Lorsque cette émulsion atteint la surface, l'unité sépare la partie liquide, comprime le gaz restant et l'injecte à nouveau dans le puits jusqu'à ce qu'il soit soulevé - à ce moment-là, tout le gaz soulevé est détourné vers la vente.

Un système d'élévation de gaz comprend des orifices d'entrée (aspiration) et de sortie (refoulement), un moteur, des épurateurs pour éliminer l'humidité résiduelle du gaz et des cylindres de compression. Les manomètres, les transmetteurs de pression et les sondes à résistance installés sur les épurateurs permettent aux opérateurs de surveiller et de contrôler les étapes de la compression. Les indicateurs de niveau indiquent le niveau d'huile et d'eau à l'intérieur d'un réservoir, tandis qu'un interrupteur à flotteur magnétique contrôle le niveau des fluides dans ces épurateurs.

Séparateurs à 3 phases

Les trois principaux composants des effluents de puits - l'eau, le pétrole et le gaz naturel - se déposent naturellement d'eux-mêmes, l'eau étant plus lourde que le pétrole, qui est plus lourd que le gaz. Un séparateur à trois phases permet d'accélérer et de contrôler ce processus afin que l'eau puisse être retirée de l'émulsion et que les hydrocarbures séparés puissent être acheminés vers leurs destinations respectives et vendus.

Il existe plusieurs types de séparateurs à 3 phases, chacun ayant des composants internes différents pour la séparation et le contrôle de l'interface. En général, que ce soit dans un séparateur horizontal ou vertical, l'émulsion entre dans le réservoir et frappe un déviateur d'entrée ; cette action brise la tension superficielle du liquide pour aider à libérer le gaz. La partie liquide se dépose alors dans la moitié inférieure du réservoir, où elle se sépare naturellement en huile et en eau. Un contrôleur de niveau à cette interface liquide-liquide signale à une vanne de décharge de libérer de l'eau si nécessaire pour maintenir la bonne hauteur de l'interface. Un autre contrôleur de niveau indique à la vanne de vidange d'huile quand s'ouvrir et se fermer afin de maintenir le niveau d'huile approprié. Pendant ce temps, le gaz monte vers le haut du réservoir, passe par un désembueur et sort par la soupape de contrôle supérieure, qui sert également à maintenir une pression constante dans le réservoir. Une entrée, trois sorties.

Des capteurs de niveau aux interfaces huile-eau et huile-gaz ouvrent et ferment les vannes de vidange. Les manomètres mesurent la pression du pétrole à la sortie du séparateur et à l'entrée du pipeline, tandis que les transmetteurs de pression à sécurité intrinsèque ou antidéflagrants contrôlent la vanne d'évacuation des gaz. Des thermomètres bimétalliques et les sondes à résistance permettent aux opérateurs de surveiller la température à l'intérieur du réservoir et de la conduite de sortie du gaz. Des orifices de restriction sonique sont utilisés pour protéger les vannes en cas de dépressurisation du gaz.

Réservoirs d'additifs chimiques

Tout au long de la phase de production, des produits chimiques sont ajoutés en fond de puits, à la tête de puits, avant ou pendant la séparation, et dans les cuves de stockage. Les raisons de traiter les fluides de puits et le pétrole brut sont nombreuses :

• Inhibe l'entartrage et les dépôts
• Démulsifier l'effluent
• Réduire la formation de mousse
• Favoriser la floculation des gouttelettes d'huile
• Prévenir la corrosion et le givrage
• Tue les algues, les champignons et les bactéries
• Améliorer l'écoulement des hydrocarbures visqueux (paraffine, asphalte, etc.)
• Réduire la traînée dans les pipelines

Les réservoirs d'additifs chimiques nécessitent un système d'indicateurs de niveau, de capteurs de niveau, de manomètres et de transmetteurs de pression. Ces instruments robustes aident les producteurs de pétrole et de gaz à surveiller les conditions à l'intérieur des vaisseaux et des tuyauteries pour une exploitation efficace.

Réservoirs de production

Les réservoirs de production constituent la dernière étape du processus pétrolier et gazier upstream. Après le passage des effluents de puits dans un séparateur à trois phases, les principaux composants sont acheminés vers d'immenses réservoirs de stockage en attendant d'être traités et éliminés (pour l'eau produite) ou vendus à des entreprises intermédiaires (pour le pétrole et le gaz naturel).

La mesure du niveau est essentielle dans ces réservoirs de stockage de l'huile et de l'eau, car elle permet de contrôler le volume afin d'assurer le bon fonctionnement du système :

• Déterminer et gérer les stocks
• Calculer les besoins en transport
• Prévenir les débordements

Les transmetteurs de pression immergeables permettent aux producteurs de contrôler avec précision les niveaux de leurs ressources vendables. Les transducteurs à sécurité intrinsèque offrent une protection supplémentaire dans les applications dangereuses, tandis que le boîtier en acier inoxydable avec une protection élevée contre les infiltrations garantit la fiabilité à long terme de l'instrument. Pour une stabilité accrue et une protection contre les turbulences et le colmatage, utiliser un WIKA LevelGuard^TM avec le capteur de pression submersible.

Torchère

Pendant la production, l'objectif est de capturer et de vendre autant de ressources naturelles que possible. Cependant, pour des raisons de sécurité et de logistique, une partie du gaz extrait doit être gérée d'une autre manière. L'une des méthodes permettant de réduire la surpression qui s'accumule parfois dans les équipements consiste à les ventiler, mais cela entraîne une pollution de l'air. La torchère, qui est la combustion contrôlée du méthane et des composés organiques volatils (COV) contenus dans les gaz d'échappement, est de loin préférable à la ventilation, car elle détruit ≥98 % du méthane et des COV avant qu'ils ne pénètrent dans l'atmosphère.

Une torchère est un système relativement simple. Le flux de gaz résiduels pénètre dans le réservoir d'abattage, créant une chute de pression qui élimine l'humidité et les condensats du gaz. Cette étape est nécessaire car la combustion d'hydrocarbures liquides crée une situation dangereuse pour les personnes, l'équipement et l'environnement. Le gaz désamorcé pénètre ensuite dans le tuyau collecteur de la torche et remonte l'étroite cheminée de la torche. Au sommet se trouve l'embout de la torchère, sous lequel se trouve une veilleuse qui enflamme le gaz résiduel.

Les systèmes de torche à gaz ont besoin d'un assortiment de capteurs pour fonctionner de manière sûre et efficace. Les jauges de niveau et les détecteurs à flotteur placés dans les réservoirs d'abattage servent à contrôler et à surveiller la quantité de fluides dans les récipients. Les thermocouples, les puits thermométriques (y compris ceux de conception ScrutonWell®) et les transmetteurs de température situés à la base et à l'extrémité d'une torchère permettent de s'assurer que le gaz et la flamme sont suffisamment chauds pour convertir complètement les hydrocarbures restants en eau et en CO₂. La mesure du débit massique avec un débitmètre à ultrasons est possible même lorsque la composition du gaz change pendant l'opération. Le corps du débitmètre peut être personnalisé en fonction de la classe de tuyauterie applicable.

Technologies et services d'étalonnage

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