FR3095829A1 - Système et procédé d’amelioration de l’exploitation d’un puits de forage - Google Patents

Abstract

L’invention porte sur un procédé (1000) d’amélioration de l’exploitation d’un puits(1) de forage, ledit puits (1) de forage comportant un tube (2) de forage dans lequel circule un fluide (3) et une fibre (5) optique positionnée à l’extérieure du tube (2) de forage, la circulation dudit fluide (3) étant contrôlée au moins en partie par une vanne (4a) de sortie et/ou une vanne (4b) d’injection, ledit procédé comportant les étapes de : - Génération (200) de deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’au moins un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre (5) optique, et - Contrôle (400) de l’ouverture de vannes (4) d’injection et/ou de sortie en fonction des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. Figure à publier avec l’abrégé : FIGURE 1

Description

système et procédé d’amelioration de l’exploitation d’un puits de forage

L’invention s’intéresse au domaine de l’exploitation des sous-sols tels que l’exploitation pétrolière et plus particulièrement à l’amélioration de l’exploitation des puits de forage. L’invention concerne un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage. L’invention concerne également un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage.

Le forage est utilisé depuis des années pour exploiter les ressources du sous-sol. Historiquement, le forage permettait de trouver et exploiter des ressources comme l’eau. Puis au fil des ans, les techniques de forage se sont développées avec l’exploitation d’autres ressources comme le pétrole et le gaz.

L’exploitation d’une ressource par forage comprend généralement quatre phases. Une première phase d’exploration permettant de localiser et d’évaluer le contenu du futur puits donnant lieu à des prédictions des volumes de production. Une deuxième phase dite de démarrage correspondant au forage et au début de la production. Une troisième phase de pallier ou plateau pendant laquelle la production est stable, la production étant généralement fonction de la taille (volume) du puits. Enfin, une quatrième et dernière phase correspond à la période de décroissance durant laquelle la production décline et pouvant conduire à la fin de l’exploitation du puits, voire à un arrêt prématuré de l’exploitation d’un puits de forage. En effet, les taux de récupération des puits de forage sont relativement faibles, particulièrement pour les puits de pétrole moins mobiles et plus denses que les puits de gaz. Ces faibles taux de récupération peuvent aboutir à une fermeture précoce du puits de forage et à une perte de productivité ou d’exploitation du puits de forage.

Les trois premières phases de l’exploitation d’un puits de forage sont les plus surveillées et contrôlées. En effet, les acteurs du domaine cherchent sans cesse à augmenter la production, surveiller les conditions de forage tout en contrôlant la bonne réalisation et progression de celui-ci. Des techniques courantes utilisant des capteurs pour le relevé des caractéristiques physiques d’un puits de forage telles que magnétiques, acoustiques ou encore de températures ont été mises en œuvre afin de détecter l’emplacement de défauts ou de dégradation d’un puits de forage. Ainsi, les données recueilles permettent de caractériser la phase de préparation et de surveiller et contrôler les phases de démarrage. Toutefois ces techniques ne permettent pas l’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage en phase de décroissance.

Les systèmes de détection et de surveillance se sont développés suite à l’utilisation de l’optique et notamment de fibre optique dans le domaine de l’exploitation des sous-sols. En effet, les fibres optiques, couramment utilisées dans la télécommunication, ont fait l’objet d’un intérêt nouveau, celui de la détection des vibrations et la capture de l’énergie acoustique le long de la fibre optique, permettant des applications industrielles variées et diversifiées. A titre d’exemple, la fibre optique a été utilisée pour la détection d’une fuite dans un pipeline ou encore la surveillance de site de stockage de gaz.

Des systèmes de mesure à fibre optique utilisant le principe de la réflectométrie tel que l’OTDR (Optical Time Domain Reflectometer en terminologie anglo-saxonne ou Réflectomètre optique temporel en français) ont été utilisés pour déterminer, via l’analyse de la réflectométrie de la fibre optique, des paramètres (e.g. température, déformations) pouvant dégrader les performances d’un puits de forage. Toutefois ces systèmes sont insuffisants car ils ne permettent pas d’améliorer l’exploitation d’un puits de forage en phase de déclin. L’OFDR (Optical Frequency Domain Reflectometry en terminologie anglo-saxonne ou Réflectomètre optique en domaine de fréquences en français), peut être utilisé pour fournir des données similaires à l’OTDR sur des distances plus courtes, de l’ordre de dizaines de mètres, avec une résolution plus élevée que l’OTDR. Toutefois, il est rare que la distance entre la surface et le fond du puits soit de l’ordre de dizaine de mètres.

Des appareils analysant un seul paramètre physique sélectionnés parmi la température, l’acoustique, les vibrations ou encore la pression se sont alors développés pour augmenter la précision et la fiabilité de la surveillance des puits de forage. Par exemple, le document WO2009092436 divulgue un système de détection de température distribuée par fibre optique. Une impulsion laser est impulsée dans la fibre optique qui se propage tout le long de celle-ci. Ce système permet de relever les propriétés d’interaction entre la matière et l’onde permettant de surveiller et contrôler les paramètres qualitatifs du forage. Toutefois, ce système ne permet pas d’augmenter la production d’un puits de forage particulièrement durant sa phase de déclin.

Le document US9075155 divulgue un système équipé d’une fibre optique afin de surveiller et contrôler les évènements micro sismiques pouvant survenir au cours du forage. Pour cela ce document expose l’analyse de la rétrodiffusion de Rayleigh pour obtenir des signaux acoustiques pour déterminer la distance, la direction ou encore l’intensité des activités sismiques. En effet, des modifications de l’intensité de la rétrodiffusion de Rayleigh se traduisent par la survenue de signaux sismiques. Ce système permet donc de surveiller le bon déroulement du forage durant les phases de démarrage, de palier voire de déclin. Toutefois, ce système ne permet pas d’optimiser les performances ou de stabiliser la production des puits de gaz ou de pétroles surtout en phase de déclin mais uniquement de mesurer des évènements micro-sismiques. En outre, la fibre optique permet seulement de venir en complément des capteurs acoustiques traditionnels pour augmenter la couverture spatiale des mesures. Elle nécessite par ailleurs, d’être placée dans la direction d’où provient le signal acoustique, ce qui réduit drastiquement les champs d’application de la fibre optique pour la détection acoustique distribuée.

Enfin, le document US7940389 divulgue l’utilisation d’une fibre optique pour la détection de la pression distribuée dans des fluides. La détection de changement des états de polarisation de la lumière rétrodiffusée se traduisent par des changements de la biréfringence proportionnellement à la pression du fluide dans lequel la fibre optique est immergée. Cela permet de mesurer le débit d’un fluide ou de déterminer l’emplacement d’une interface entre deux fluides de densités différentes. Cette technique est insuffisante pour améliorer la production d’un puit de forage et elle n’est pas compatible avec l’environnement de production pétrolière.

Ainsi, les mesures distribuées par fibre optique sont utilisées pour la surveillance ou pour le contrôle de paramètres physiques dans un puits de forage. Toutefois, ces méthodes ne sont pas utilisées pour l’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, particulièrement lors d’une diminution de production durant la fin de vie des puits de forage ou durant la période de décroissance.

Plusieurs méthodes ont été proposées pour augmenter la récupération d’hydrocarbures (EOR : Enhanced Oil Recovery en terminologie anglo-saxonne ou la récupération assistée d’hydrocarbures en français) afin d’augmenter ou de maximiser le facteur de récupération. Ces techniques suggèrent l’injection d’un fluide dans un gisement afin de créer un gradient de pression et permettre d’augmenter, par exemple par déplacement des hydrocarbures, le facteur de récupération (Recovery rates, enhanced oil recovery and technological limits, Ann Muggeridge, 2012, Philosophical transactions of the royal society). Toutefois, cette technique nécessite l’utilisation de grand volume de fluide et l’étude de perméabilité en amont. Cette technique est donc coûteuse, complexe et chronophage.

Par ailleurs, les puits de production pétrolière en milieu et fin de vie font face régulièrement à un comportement dit de « slugging » (en terminologie anglo-saxonne, ou écoulement à bouchons en français) qui est un régime d’écoulement polyphasique indésirable et néfaste pour le puits de forage. De larges oscillations de la pression et du débit de production dues à la présence simultanée de phases liquides et gazeuses, posent des problèmes d’endommagement de l’infrastructure, de sécurité et diminuent la productivité du puits (Fabre, Peresson, Corteville, Odello & Bourgeois, 1990). Dans les cas les plus sévères, les puits en « slugging » doivent être fermés alors que le réservoir contient encore d’importantes réserves de pétrole.

Ainsi, il existe un besoin pour de nouvelles méthodes et de nouveaux systèmes capables de répondre aux problèmes engendrés par les méthodes existantes et d’optimiser les performances des puits de forages de préférence des puits de gaz ou de pétrole en fin de vie.

[Problème technique]

L’invention a donc pour but de remédier aux inconvénients de l’art antérieur. En particulier, l’invention a pour but de proposer un procédé d’amélioration de la production d’un puits de forage, ledit procédé étant rapide, sécurisé et simple à mettre en œuvre même lorsqu’une infrastructure de forage est déjà installée. Le procédé selon l’invention permet également de stabiliser et d’augmenter la production d’un puits de forage, tout en maitrisant les coûts notamment grâce à l’absence de modification de l’infrastructure du puits de forage.

Le procédé selon l’invention permet d’optimiser la production d’un puits de forage particulièrement d’un puits de forage en phase de déclin. Le procédé selon l’invention permet d’éviter une fermeture prématurée d’un puits de forage. En outre, le procédé selon l’invention permet d’augmenter les taux de récupération des puits de forage.

L’invention a en outre pour but de proposer un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, ledit système permettant de faciliter les mesures, d’améliorer la sécurité du puits de forage et de permettre l’obtention de résultats fiables et précis.

[Brève description de l’invention]

A cet effet, l’invention porte sur un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, ledit puits de forage comportant un tube de forage dans lequel circule un fluide et une fibre optique positionnée à l’extérieur du tube de forage, la circulation dudit fluide étant contrôlée au moins en partie par au moins une vanne de sortie et/ou d’injection, ledit procédé comportant les étapes de :

• Génération de deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’au moins un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre optique, et
• Contrôle de l’ouverture d’au moins une vanne de sortie et/ou d’injection en fonction des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.

La mise en œuvre de ce procédé permet d’optimiser les performances des puits de forage, de préférence de gaz et de pétrole, notamment durant la période de décroissance. Ce procédé permet d’utiliser les informations générées via la fibre optique afin de stabiliser et réguler le flux d’un fluide, notamment lorsque les conditions du puits de forage sont inconnues ou peu connues. En particulier, le procédé permet via les deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales de faciliter les mesures de pressions distribuées utilisant une fibre optique et une surveillance augmentée particulièrement durant la phase de déclin du forage.

En outre, ce procédé permet aussi, grâce au contrôle d’ouverture de supprimer les oscillations de pressions peu stables voir instables observables sur la longueur du puits et donc de stabiliser et d’augmenter la production. La présente invention permet aussi une meilleure maitrise du rapport Huile / gaz à la sortie du puit de forage et cela permet d’optimiser la phase de séparation ultérieure de ces constituants. En effet il faut que ces valeurs soient dans une gamme particulière pour que la séparation soit efficace.

Il est simple, rapide et peut facilement être mis en œuvre même au sein d’une infrastructure existante. De plus, le procédé est sécurisé et sécurisant tant pour les opérateurs que pour les mesures réalisées. Par ailleurs, le procédé permet l’obtention de résultats fiables et précis.

De plus, la plupart des puits ne disposent pas de capteurs de pression en fond de puits et lorsqu’ils sont présents leur maintenance nécessite des opérations coûteuses sur le long terme. Les puits sont toutefois généralement équipés de câbles à fibre optique, beaucoup plus robustes, placés dans le ciment, utilisés pour transmettre des données du fonds du puits à la surface.

Selon d’autres caractéristiques optionnelles du procédé :

- il comprend en outre, une étape intermédiaire de calcul de valeurs de paramètres de circulation du fluide à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, et en ce que l’étape de contrôle de l’ouverture d’au moins une vanne se fait en fonction des paramètres de circulation issus des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.

- l’étape intermédiaire de calcul comporte le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide circulant dans le tube à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, et en ce que l’étape de contrôle de l’ouverture d’au moins une vanne se fait en fonction des valeurs de pression distribuées issues des deux signaux numériques de rétrodiffusions. Cela est particulièrement avantageux car le procédé selon l’invention permet d’extraire des informations de pression distribuée sans contact avec le fluide. Avantageusement, le procédé permet de faire l’analyse en continue et en tout point de la fibre optique sans moyenner des données, ce qui permet d’augmenter la résolution. En effet, lorsque le puits de forage est profond, une seule mesure en fond de puit n’est pas suffisante pour correctement apprécier la situation du puit et enclencher les mesures correctives adéquates. Ceci permet également de stabiliser la pression et réguler le flux d’un fluide ce qui permet en outre, d’augmenter la durée de vie des infrastructures et d’optimiser les performances des puits de forage.

- la fibre optique est configurée pour transmettre des données depuis le puits de forage, de préférence depuis le fond du puits de forage, vers la surface dudit puits de forage. En effet, les puits de forage sont généralement déjà équipés avec des équipements de mesure situés dans le fond du puits et dont les mesures sont transférées à la surface via une fibre optique. La fibre optique étant donc configurée pour transmettre des données depuis le puits de forage vers la surface dudit puits de forage. Ceci permet de faciliter les mesures et évite le recours à une nouvelle fibre optique. Dans ce cas, le procédé est avantageusement configuré pour injecter le signal lumineux dans ladite fibre optique au cours de périodes temporelles durant lesquelles la fibre optique ne transmet pas de données.

- La fibre optique présente une faible biréfringence intrinsèque. La mesure de la biréfringence peut être faite à l'aide d'un polariseur et d'un analyseur, en plaçant la fibre optique entre ces deux éléments et en analysant les interférences qui résultent de la traversée du système optique constitué par l'ensemble de la fibre optique, du polariseur et de l'analyseur. Ainsi, une faible biréfringence, quantifiée par la différence de l’indice de réfraction pour la propagation lente et pour la propagation rapide, présentera une valeur absolue inférieure à 0,001.

- la fibre optique est placée sur la surface extérieure du tube de forage. Ceci permet de faciliter les mesures ainsi qu’un contrôle augmenté. Ceci permet également de recueillir des données fiables et précises. En outre, cela permet au procédé d’être mis en œuvre même auprès d’une infrastructure existante et installée.

- la fibre optique est placée dans le béton entourant le tube de forage. Ceci permet de faciliter les mesures ainsi qu’un contrôle augmenté. Ceci permet également de recueillir des données fiables et précises.

- il comporte une étape de polarisation contrôlée d’un signal lumineux destiné à être injecté dans la fibre optique. Ceci permet de distinguer la lumière rétrodiffusée dans les différentes sections de la fibre optique et d’obtenir une indication sur la pression subie par la fibre en fonction de la distance. Ainsi ceci permet l’obtention de données fiables et précises afin d’améliorer l’exploitation des puits de forage.

- l’étape de génération comporte une étape de séparation d’un signal de rétrodiffusion en deux signaux orthogonaux de rétrodiffusion. Ceci permet de faciliter le traitement ultérieur des données de rétrodiffusions et d’utiliser les informations supportées par la fibre optique afin de stabiliser la pression et de stabiliser et réguler le flux d’un fluide.

- l’étape de contrôle comporte l’envoi d’un signal de fermeture, de la vanne d’injection. L’étape de contrôle comporte de préférence l’envoi d’un signal d’ouverture de la vanne de sortie. Ceci permet de stabiliser automatiquement la pression, de stabiliser et réguler le flux d’un fluide. En outre, cela permet d’augmenter la durée de vie des infrastructures et d’optimiser les performances des puits de forage.

Selon un autre aspect, l’invention porte en outre sur un dispositif optique d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, ledit puits de forage comprenant un tube de forage dans lequel circule un fluide et une fibre optique positionnée à l’extérieur du tube de forage, la circulation dudit fluide étant apte à être contrôlée au moins en partie par au moins une vanne de sortie et/ou une vanne d’injection, ledit dispositif d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage comprenant

• un dispositif optique configuré pour générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre optique, et

• un dispositif de traitement configuré pour générer, à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, des données de contrôle d’ouverture de la vanne de sortie et/ou de la vanne d’injection.

La conception d’un dispositif capable de mesurer les variations de pression sur plusieurs kilomètres de longueur d’un puits de production pétrolière constitue une rupture technologique majeure. En effet, le dispositif est sensible aux contraintes latérales (telle que la pression d’écoulement dans le cas d’un puits de pétrole). En outre, le dispositif exploite le phénomène de biréfringence, induite par les contraintes latérales.

Selon un autre l’aspect, l’invention porte en outre sur un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, ledit puits de forage comportant un tube de forage dans lequel circule un fluide et une fibre optique positionnée à l’extérieur du tube de forage, la circulation dudit fluide étant apte à être contrôlée au moins en partie par au moins une vanne d’injection et/ou de sortie, ledit système comportant un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon l’invention, et un dispositif de régulation configuré pour contrôler l’ouverture de la vanne d’injection et/ou de sortie en fonction des données de contrôle d’ouverture générées.

D’autres avantages et caractéristiques de l’invention apparaitront à la lecture de la description suivante donnée à titre d’exemple illustratif et non limitatif, en référence aux Figures annexées :

représente un schéma d’un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon un premier mode de réalisation de l’invention.

représente un schéma d’un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon un deuxième mode de réalisation de l’invention où le puits de forage est couplé à un dispositif d’injection.

représente un schéma d’un système d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon un troisième mode de réalisation de l’invention, où le système concerne plusieurs puits de forage couplés à un dispositif d’injection.

représente un schéma d’un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation selon un premier mode de réalisation de l’invention.

représente un schéma d’un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation selon un deuxième mode de réalisation de l’invention.

représente un schéma d’un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation selon un troisième mode de réalisation de l’invention.

représente un schéma d’un dispositif pour l’amélioration de l’exploitation selon un quatrième mode de réalisation de l’invention.

représente un schéma des différentes étapes du procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon un mode de réalisation de l’invention. Les étapes encadrées par des pointillés sont facultatives.

représente un graphique illustrant des valeurs normalisées d’indicateurs de pression en fonction de la distance dans la fibre optique obtenues dans le cadre d’un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage ainsi que l’identification d’une zone critique de pression C1.

représente un graphique illustrant des valeurs normalisées d’indicateurs de pression pour une zone critique C1 en fonction du temps obtenues dans le cadre d’un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage.

représente un graphique illustrant des valeurs de contrôle de vanne de sortie, en pourcentage d’ouverture, obtenues dans le cadre d’un procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon l’invention.

représente un graphique illustrant des valeurs de production moyenne mensuelle sur 20 ans en barils par jour pour un puit de forage ayant ou non mis en œuvre le procédé selon l’invention. La flèche indique le début de la mise en œuvre du procédé et la courbe en pointillé les valeurs attendues de récupération.

Des aspects de la présente invention sont décrits en référence à des organigrammes et / ou à des schémas fonctionnels de procédés, d'appareils (systèmes) selon des modes de réalisation de l'invention.

Sur les figures, les organigrammes et les schémas fonctionnels illustrent l'architecture, la fonctionnalité et le fonctionnement d'implémentations possibles de systèmes et de procédés selon divers modes de réalisation de la présente invention. A cet égard, chaque bloc dans les organigrammes ou blocs-diagrammes peut représenter un système, un dispositif, un module ou un code, qui comprend une ou plusieurs instructions exécutables pour mettre en œuvre la ou les fonctions logiques spécifiées. Dans certaines implémentations, les fonctions associées aux blocs peuvent apparaître dans un ordre différent que celui indiqué sur les figures. Par exemple, deux blocs montrés successivement peuvent, en fait, être exécutés sensiblement simultanément, ou les blocs peuvent parfois être exécutés dans l'ordre inverse, en fonction de la fonctionnalité impliquée. Chaque bloc des schémas de principe et / ou de l'organigramme, et des combinaisons de blocs dans les schémas de principe et / ou l'organigramme, peuvent être mis en œuvre par des systèmes matériels spéciaux qui exécutent les fonctions ou actes spécifiés ou effectuer des combinaisons de matériel spécial et d'instructions informatiques.

[Description de l’invention]

On entend par «extérieur» au sens de l’invention un espace qui n’appartient pas ou qui ne fait pas partie d’un élément défini. L’extérieur est de préférence délimité par une surface, une paroi ou une membrane. Par exemple, un élément tubulaire défini par une surface interne et une surface externe, possède un intérieur délimité par la surface interne et un extérieur délimité par la surface externe ou extérieure.

On entend par «au moins en partie» au sens de l’invention un ou plusieurs éléments ou une ou plusieurs actions qui concurrent à un ensemble ou à un même résultat ou objectif. Ainsi, une action pouvant être réalisées par plusieurs acteurs est réalisée en partie par au moins un de ces acteurs.

On entend par «signal lumineux» au sens de l’invention un moyen de transmission pouvant être coloré ou non, fixe ou intermittent, libre ou guidé. De préférence il s’agit d’un signal guidé dans une fibre optique.

On entend par «rétrodiffusion» au sens de l’invention la fraction de l’onde incidente qui est retournée dans la direction d’émission de l’onde incidente.

On entend par «biréfringence» la propriété de dédoubler un rayon lumineux incident en deux rayons lumineux (rayons réfractés).

On entend par «polarisation» au sens de l’invention le vecteur d’induction électrique. Une polarisation contrôlée peut donc avantageusement correspondre à une maitrise du vecteur d’induction électrique. On entend par « l’état de polarisation » l’évolution temporelle du vecteur d’induction électrique.

On entend par «orthogonale» ou« polarisation orthogonale» au sens de l’invention par exemple la capacité du produit scalaire de deux vecteurs de JONES représentant l’état de polarisation d’une onde lumineuse a s’annuler, autrement dit l’état de polarisation représenté par deux vecteur E1 et E2 est polarisé orthogonalement si E1*. E2 = 0, où * est l’opérateur de transposée conjuguée. De plus, deux vecteurs de JONES E1 et E2 sont également orthogonaux si le produit scalaire hermitien est égal à zéro.

On entend par «signal numérique» au sens de l’invention notamment un ensemble de grandeurs physiques ou de données représentées au moyen de caractères chiffrés au moyen duquel les informations sont représentées par un nombre fini de valeurs discrètes bien déterminées qu’une de ses caractéristiques peut prendre dans le temps.

Par «Pression distribuée» on entend au sens de l’invention une grandeur physique qui traduit la pression qui s’exerce en une pluralité de points d’un élément et non en un point particulier et précis de cet élément.

Les termes "y compris" et "comprenant" sont utilisés de manière ouverte, et doivent donc être interprétés comme signifiant y compris, mais sans s'y limiter.

Le terme «couplé» ou «connecté» désigne une connexion électrique, mécanique, thermique, électromagnétique, directe ou indirecte, mobile ou immobile. Ainsi, si un premier appareil est couplé à un deuxième appareil, cette connexion peut être établie via une connexion directe ou indirecte via d'autres appareils et connexions.

Le terme «guide d’onde» peut désigner tout élément capable de guider le rayonnement électromagnétique pour se propager le long d'un chemin défini. En fonction de la longueur d'onde du rayonnement électromagnétique devant être transporté à travers le guide d'ondes, le guide d'ondes peut être une fibre optique, réalisée par exemple en verre de silice fondue, pour transporter les rayonnements visible et infrarouge.

Par «sensiblement égal» ou «sensiblement identique», on entend au sens de l’invention une valeur variant de moins de 30 % par rapport à la valeur comparée, de préférence de moins de 20 %, de façon encore plus préférée de moins de 10 %. Lorsque sensiblement identique est utilisée pour comparer des formes alors la forme vectorisée varie de moins de 30 % par rapport à la forme vectorisée comparée, de préférence de moins de 20 %, de façon encore plus préférée de moins de 10 %.

Par «traiter», «calculer», «afficher», «extraire»« comparer», «mesurer» ou plus largement «opération exécutable» au sens de l’invention, une action effectuée par un dispositif ou un processeur sauf si le contexte indique autrement. À cet égard, les opérations se rapportent à des actions et/ou des processus d’un système de traitement de données, par exemple un système informatique ou un dispositif informatique électronique, qui manipule et transforme les données représentées en tant que quantités physiques (électroniques) dans les mémoires du système informatique ou d'autres dispositifs de stockage, de transmission ou d'affichage de l'information. Ces opérations peuvent se baser sur des applications ou des logiciels.

Par «juste», «fiable», «précis» on entend au sens de l’invention, des mesures répétables, exactes, dont la précision est de l’ordre du mètre ou du centimètre. En outre cela signifie que les mesures sont exemptes d’erreur liées à l’appareil de mesure.

Par «essentiellement» ou «essentiel», on entend au sens de l’invention au moins 50 % de la constitution, de préférence au moins 70 % de la constitution, de façon plus préférée au moins 90 % de la constitution, de façon encore plus préférée au moins 95 % de la constitution.

Dans la suite de la description, les mêmes références sont utilisées pour désigner les mêmes éléments.

En outre, les différentes caractéristiques présentées et/ou revendiquées peuvent être avantageusement combinées. Leur présence dans la description ou dans des revendications dépendantes différentes, n’excluent pas cette possibilité.

Les solutions actuelles pour optimiser les performances des puits de gaz ou de pétrole telles que les méthodes de récupération assistée d’hydrocarbures sont généralement longues, laborieuses, couteuses, imprécises et peu fiables. En outre, elles nécessitent souvent l’utilisation de matériel couteux et source de risque, notamment dans un contexte de puits de forage d’hydrocarbures. De plus, les solutions actuelles pour optimiser les performances des puits de forage sont réalisées durant le cycle de vie productif des puits de forage comprenant les phases préparatoires, de démarrage et de palier. Ainsi, il n’existe pas ou peu de solutions pour optimiser les performances des puits de forage en période de décroissance, durant laquelle la production décline.

Les inventeurs ont développé un nouveau système et un nouveau procédé d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage, notamment en période de décroissance.

Ainsi, un puits de forage bénéficiant de la technologie proposée verra, grâce à un suivi continu de la pression distribuée dans le puits de forage et un contrôle de l’ouverture d’au moins une vanne de sortie ou une vanne d’injection, une augmentation de sa production.

Pour cela, l’invention se base sur la capacité d’un signal lumineux, correctement traité, de livrer des données sur l’environnement d’une fibre optique véhiculant le signal lumineux et permettant en particulier de remonter à des caractéristiques physiques liées aux puits de forage. Par exemple, un signal lumineux polarisé rétrodiffusé peut comporter des données sur la pression s’exerçant sur la fibre optique. De préférence, la mesure distribuée est configurée pour être sensible à une pression exercée de façon transversale par rapport à son axe longitudinal. De plus, les différences de pression au sein d’un puits de forage peuvent témoigner de l’état d’un puits de forage, d’une instabilité au sein du puits de forage, de variation extérieure.

L’invention va être décrite dans le contexte d’un puits de forage dans lequel circule un fluide et lorsque les conditions du puits de forage (réservoir) sont peu ou pas connues, caractérisant la période de décroissance du puits de forage. L’invention ne se limite pas, toutefois, à cet exemple, et peut trouver des applications dans les différentes phases du cycle de vie d’un puits de forage.

Selon un premier aspect, l’invention porte sur undispositif 10 d’amélioration de l’exploitation d’un puits 1 de forage.

Un tel dispositif et puits de forage est en particulier décrit à lafigure 1. Comme illustré à la figure 1, un tube 2 de forage correspond à un élément de préférence tubulaire pour l’exploitation d’un puits de forage, comprenant une surface interne 2a et une surface externe 2b. L’élément tubulaire peut présenter une longueur supérieure à la largeur est peut être, par exemple de forme cylindrique ou rectangulaire. En outre, le tube 2 de forage selon l’invention est de préférence creux. Avantageusement, le tube 2 de forage est de préférence réalisé en béton, métal, en PRV (polyester renforcé de fibres de verres), en grès et peut être entouré de béton pour améliorer la sécurité et sa résistance aux éléments extérieurs.

Durant l’exploitation, le tube 2 de forage comprendun fluide 3 destiné à être collecté. Un tel fluide 3 circule à l’intérieur du tube 2 de forage et de préférence en son espace creux. Le fluide 3 au sens de l’invention peut correspondre à toutes substances ayant un état liquide ou gazeux. De préférence, le fluide 3 comporte du gaz, du pétrole, de l’huile, de l’eau ou leurs mélanges.

En outre, la circulation dudit fluide 3 est contrôlée au moins en partie par une vanne 4a de sortie. Une vanne 4a peut correspondre à tous moyen permettant de réguler un débit. Ainsi il peut s’agir d’une vanne mécanique, d’une électrovanne, d’une vanne à opercule, à clapet, à boule, à boisseau, papillon, à guillotine, à piston, à deux bras, à trois bras, rotative, automatisée, vanne de décharge, vanne de chasse, vanne de garde, vanne police, vanne d’amont, vanne d’aval. Une vanne 4a de sortie permet d’extraire ou d’évacuer du fluide du tube de forage. En outre, selon un mode de réalisation particulier, une vanne 4 peut être compatible avec une commande numérique, électrique, magnétique ou mécanique, de manière continue ou discontinue. De façon préférée, la vanne de sortie 4a est positionnée en tête de puits et de manière encore plus préférée en surface.

Le tube 2 de forage présenteune fibre 5 optique. De préférence la fibre 5 optique est présente sous la forme d’un guide d’onde. Une fibre optique est généralement constituée d’au moins une âme ou cœur, une gaine optique et d’un revêtement. Dans un mode de réalisation particulier, il peut être prévu un renfort à fibre optique et une gaine à fibre optique. La fibre 5 optique permet de transporter des signaux lumineux entre une source de lumière et un récepteur. En particulier, la fibre 5 optique utilisé par le système selon l’invention et dans le cadre du procédé selon l’invention est une fibre 5 optique installé lors de la construction du puits de forage. Une telle fibre optique est utilisée en particulier pour la transmission d’information depuis le fond du puits vers la surface. Cela correspond par exemple à la transmission de données de capteurs telles que des mesures de température.

L’âme de la fibre 5 optique permet de transporter les signaux optiques entre une source lumineuse et une extrémité. L’âme peut être de verre ou de polymère et se différencie par son diamètre. Ainsi, la fibre 5 optique selon l’invention peut correspondre une fibre optique multimode ou à fibre optique monomode. De préférence la fibre optique est monomode, qui permet de transmettre qu’un seul mode de propagation. Du fait de la polarisation, l’invention est avantageusement compatible avec une fibre monomode. En effet, la plupart des puits sont équipés avec des fibres monomodes reliant les équipements souterrains avec la surface. En outre, une fibre monomode permet de transporter des signaux lumineux sur de plus longue distance avec des pertes moins importantes que des fibres multimodes. Le format de la fibre a peu d’importance et le procédé selon l’invention fonctionne avec une large gamme de fibres. En particulier, le format de la fibre optique peut être sélectionné parmi : 62,5/125 µm, 50/125 µm ou 9/125 µm.

Par ailleurs, une fibre optique monomode véhicule deux sous-modes propres orthogonaux. Il s’agit de deux états principaux de polarisations. Si la fibre n’est pas parfaitement circulaire, les deux modes peuvent se propager à des vitesses différentes (c’est la définition de biréfringence). Ces deux modes correspondent à deux champs électromagnétiques correspondant à un champ "rapide" et à un champ "lent", nommés généralement « f » (fast) et « s » (slow). Dans notre application, la fibre optique présente de préférence une faible biréfringence intrinsèque. L’axe rapide est défini par la direction d’application de la force, dans le sens du rayon.

Dans ce cas, les champs « f » et « s » sont orthogonaux. L’orthogonalité se vérifie par exemple grâce au vecteur de Jones et le produit scalaire hermitien des vecteurs des deux champs est alors nul.

La lumière dans le champ rapide aura une longueur d'onde plus longue que la lumière dans le champ lent. En conséquence, les deux champs « f » et « s » changent de phase l'un par rapport à l'autre lorsqu'ils se propagent dans la fibre. Les deux champs commencent en phase (lors de l’entrée du signal lumineux dans la fibre optique), puis après avoir changé de phase sur une certaine distance le long de la fibre, ils sont à nouveau en phase. La distance sur laquelle ce réalignement de phase a lieu est nommé la "longueur de battement".

Sur la base de ces observations il est alors possible de calculer la pression, de préférence la pression distribuée, d'un guide d'ondes par exemple à partir de rétrodiffusion de Rayleigh associé à un emplacement particulier et tout le long du de la fibre optique 5 pour en déterminer des conditions d’exploitations d’un puits de forage particulièrement en phase de déclin.

En outre, la biréfringence d’un guide d'ondes et plus particulièrement de la fibre 5 optique, dépend de deux facteurs : la biréfringence intrinsèque de la fibre 5 optique et sa biréfringence induite.

La biréfringence intrinsèque est généralement considérée comme la biréfringence de la fibre optique en l'absence de toute influence externe sur ladite fibre optique, telle que la contrainte et la pression appliquées de l'extérieur, les champs magnétiques et électriques ou la variation de température. Par exemple, la biréfringence intrinsèque de la fibre optique est généralement déterminée à une pression neutre (par exemple, la pression atmosphérique). Pour une fibre optique, la biréfringence intrinsèque résulte, par exemple, d'une inhomogénéité dans les matériaux qui constituent la fibre; les variations de la géométrie de la fibre sur sa longueur; et des tensions survenant au cœur de la fibre en l'absence d'influences externes. La biréfringence induite par la fibre optique est une modification de la biréfringence de la fibre optique provoquée par l'application d'une pression, directe ou indirecte, sur la fibre optique.

Afin de maximiser la sensibilité de la fibre optique, des fibres optiques à haute biréfringence intrinsèque ont été utilisées. Plus la biréfringence de la fibre optique est élevée, plus la durée des impulsions lumineuses à utiliser pour résoudre avec succès les états de polarisation utiles pour dériver la biréfringence de la fibre optique est courte. Cependant, les impulsions lumineuses ne peuvent pas être trop courtes, car cela rend difficile la détection de la lumière rétrodiffusée dans la fibre optique. Plus spécifiquement, les impulsions lumineuses plus courtes doivent avoir une plus grande intensité, ce qui entraîne des effets non linéaires indésirables et source de confusion dans le processus de rétrodiffusion. La fibre optique présente donc de préférence une faible biréfringence intrinsèque. Plus spécifiquement, il est préférable que la biréfringence de la fibre optique reste faible dans la plage de pressions de fluide dans laquelle il est envisagé d'utiliser le guide d'ondes.

Ainsi la fibre peut présenter, de préférence, une biréfringence intrinsèque faible, et peut donc par exemple correspondre à une fibre de télécommunication standard.

En général, une gaine optique entoure l’âme de la fibre 5 optique. La gaine permet de retenir les ondes lumineuses tout en permettant la circulation sur toute la longueur de la fibre. En outre, la gaine permet de provoquer la réfraction. La gaine est constituée de silice ou de polymère tel que polyméthacrylate de méthyle (PMMA) ou encore de cristaux photoniques. De préférence la gaine est en silice, ce qui permet notamment de diminuer le niveau des pertes lors de la propagation de la lumière dans la fibre optique. En outre, la gaine peut comprendre des dopants comme par exemple le germanium, l’aluminium, le fluor, l’erbium, l’ytterbium, le thulium ou le tellure qui se substituent au silicium pour former un oxyde permettant de modifier certaines propriétés de la fibre et notamment pour amplifier les signaux.

En outre, un revêtement constitué de polymère peut entourer la gaine et permet d’assurer la protection de la fibre optique, notamment en absorbant les chocs que pourrait subir la fibre optique. L’épaisseur du revêtement est comprise entre 250 µm et 900 µm. De manière particulière, la fibre 5 optique présente une gaine de fibre optique. De préférence, cette gaine est structurée. Ceci permet d’améliorer la fixation de la fibre optique au tube de forage.

La longueur de la fibre 5 optique est généralement de l’ordre de la profondeur d’un puits de forage. Par exemple, la longueur minimale est de 1 km, de préférence 2 km et de façon plus préférée 3 km.

Par ailleurs, la fibre 5 optique est positionnée à l’extérieur du tube 2 de forage. Ainsi, la fibre 5 optique ne fait pas partie de l’espace creux (i.e. intérieur) du tube 2 de forage. La fibre 5 optique est par exemple placée sur la surface extérieure 2b du tube 2 de forage. Ainsi la fibre 5 optique est en contact, de préférence en contact direct, avec la surface 2b extérieure du tube 2 de forage ce qui permet d’améliorer la sensibilité de la fibre optique. Par ailleurs, dans le cas où le tube 2 de forage est entouré par du béton, la fibre 5 optique est placée dans le béton entourant le tube 2 de forage.

L’invention vise en particulier à optimiser les rendements pour les puits de production pétrolière vers le milieu de leur cycle de vie. Dans ce contexte, l’invention peut être mise en œuvre sur un puits de forage isolé tel que décrit en figure 1 mais peut très bien être associée aux autres technologies de la récupération assistée d’hydrocarbure (plus connu sous le nom EOR).

Ainsi, comme illustré à lafigure 2, un puits 1 de forage peut être associé à un dispositif 9 de récupération assistée d’hydrocarbure qui comprend une vanne 4b d’injection. La vanne 4b d’injection permet d’injecter un fluide dans le gisement contrôlant ainsi au moins en partie le fluide 3 circulant dans le tube de forage. Le fluide injecté peut par exemple être de l’eau comme de l’eau à faible salinité, du CO₂, ou d’autre gaz, des mélanges comportant des polymères (gel) ou encore des surfactants. Cette caractéristique permet de créer un gradient de pression afin d’augmenter le taux de récupération et d’optimiser les rendements pour les puits de production pétrolière. En effet, le fluide injecté déplace les hydrocarbures ou plus généralement le fluide à récupérer. Dans le cadre de l’invention, comme cela sera détaillé par la suite, le volume de fluide injecté peut être contrôlé par la vanne 4b d’injection. Le dispositif selon l’invention est alors configuré pour générer des données de contrôle d’ouverture de la vanne 4b d’injection, de la vanne de sortie 4a ou de la vanne de sortie 4a et de la vanne d’injection 4b.

Certains gisements font l’objet d’une exploitation par plusieurs puits de forage. Ainsi, dans ce contexte et comme illustré à lafigure 3, le dispositif 10 selon l’invention, en particulier le dispositif 20 optique, peut être disposé au niveau des différents puits de forage du gisement de façon à obtenir des données distribuées pour l’ensemble des puits de forage. En particulier, selon ce mode de réalisation de l’invention, le système selon l’invention peut comprendre une pluralité de dispositifs 20 optique, chacun en lien avec un puits de forage de la pluralité de puits de forage. Par ailleurs, une pluralité de dispositifs 30 de traitement en lien avec chaque puits de la pluralité de puits de forage peut être présente. De préférence il y a un seul dispositif 30 de traitement.

En outre, dans ce type de gisement l’utilisation d’un dispositif 9 de récupération assistée d’hydrocarbure est fréquente. Ainsi, le dispositif 10 selon l’invention sera en mesure de contrôler de l’ouverture de la vanne 4b d’injection et/ou des vannes 4a de sortie en fonction des couples de signaux numériques de rétrodiffusions obtenus auprès de chaque puits de forage.

Le dispositif 10 d’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage selon l’invention est en particulier illustré àla figure 4. Celui-ci comprend un dispositif 20 optique configuré pour générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre 5 optique ; un dispositif 30 de traitement configuré pour générer, à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, des données de contrôle d’ouverture de la vanne de sorite 4a et/ou de la vanne d’injection 4b ; et un dispositif 40 de régulation configuré pour contrôler l’ouverture d’au moins une vanne d’injection 4b et/ou une vanne de sortie 4a. Avantageusement, le dispositif 40 de régulation peut également être configuré pour l’envoi d’un signal de fermeture de la vanne 4b d’injection.

Le dispositif optique 20 peut prendre toutes les formes capables de générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. En particulier, le dispositif optique 20 peut générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre 5 optique. En particulier, les deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales sont générés à partir des rétrodiffusions d’un ou plusieurs signaux lumineux, ne se propageant pas à la même vitesse. De façon préférée, les deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales proviennent de deux signaux lumineux de rétrodiffusion comportant chacun une composante orthogonale par rapport à une composante de l’autre signal et au moins un des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales provient d’un signal lumineux comportant qu’une seule composante. De façon plus préférée, les deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales proviennent de deux signaux lumineux constitués essentiellement d’une composante orthogonale par rapport à la composante de l’autre signal. En outre, de façon particulière, un des signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales provient d’un signal lumineux comportant un seul premier mode de polarisation et l’autre signal numérique de rétrodiffusion orthogonale provient d’un signal lumineux comportant un second mode de polarisation orthogonal au premier mode de polarisation. En outre, de façon particulière, un des signaux numériques de rétrodiffusions provient essentiellement d’un signal lumineux comportant une composante orthogonale par rapport à l’autre signal comportant essentiellement une composante du signal orthogonal à la composante essentielle du premier signal.

Le dispositif optique 20 comportera généralement une source 21 de lumière, au moins un contrôleur de polarisation 22, au moins un circulateur 26 et au moins un détecteur 24. En outre, il sera agencé de façon à pouvoir être connecté à une fibre 5 optique.

La source 21 lumineuse est de préférence un laser à impulsion ou un laser pulsé. Le laser est configuré pour injecter un signal lumineux dans la fibre 5 optique selon une longueur d’onde prédéterminée. Une source 21 de lumière dans un mode de réalisation, est un laser accordable configuré pour transmettre une lumière cohérente sur une plage de longueurs d'onde comprise entre environ 1530 nm et 1565 nm. Dans d'autres modes de réalisation, toute plage de longueurs d'onde comprise entre environ 1300 nm et 1800 nm peut être utilisée. Par ailleurs, la source lumineuse peut être configurée pour régler ou synchroniser la durée des impulsions lumineuses et sélectionner la longueur d’onde de la lumière émise. En outre, une source laser impulsionnel peut également correspondre à un paquet d’onde. Un paquet d’onde est la superposition d’ondes de diverses fréquences. Ainsi il est également possible d’employer une pluralité de fréquence pour localiser des évènements.

A la sortie de la source 21 lumineuse, le signal lumineux est dirigé vers un contrôleur de polarisation 22.

Le contrôleur de polarisation 22 est configuré pour influer sur la polarisation du signal lumineux. Selon un mode de réalisation particulier de l’invention, un contrôleur de polarisation peut correspondre à un polariseur. En outre, une pluralité ou un seul polariseur 22 peut être présent dans le dispositif 20 optique. Dans ce cas, le polariseur 22 est configuré pour polariser la lumière émise avant son entrée dans la fibre 5 optique. De préférence, le polariseur 22 permet que le signal lumineux soit dans un état de polarisation tel qu’il comporte deux composantes orthogonales. Le signal lumineux est de préférence dans un état de polarisation comprenant les champs électromagnétique « P » et « S » de sorte que le produit scalaire hermitien de leur vecteur respectif soit nul. De façon particulière, plusieurs polariseurs en série peuvent être présent à la sortie de la source lumineuse. Les champs « P » et « S » correspondent à des repères de laboratoires, autrement dit, ils sont définis comme des axes par rapport à un prisme, le champ « S » correspondant à une orientation perpendiculaire au plan de propagation et le champ « P » à une orientation parallèle au plan de propagation. Ainsi, lors d’une déformation, l’orientation des axes est différente mais les axes restent toujours orthogonaux. En effet, la fibre reste le repère local.

Le signal lumineux polarisé issu du polariseur est dirigé vers le circulateur 26 optique.

Le circulateur 26 optique est configuré pour réceptionner le signal lumineux polarisé issu du polariseur. De plus, le circulateur 26 optique est configuré pour injecter le signal lumineux polarisé dans la fibre 5 optique. Enfin, le circulateur 26 est configuré pour collecter la rétrodiffusion, par exemple de Rayleigh, issu de la fibre 5 optique.

Ainsi, le signal lumineux issu de la fibre 5 optique, comprenant une rétrodiffusion (e.g. rétrodiffusion de Rayleigh), est collecté par le circulateur 26 optique puis dirigé vers le détecteur 24.

Le détecteur 24 est par exemple configuré pour détecter le signal lumineux rétrodiffusé et pour transformer le signal lumineux en signal numérique et de préférence en deux signaux numériques rétrodiffusions orthogonales. En outre, le détecteur 24 permet d’analyser le signal lumineux absorbé. Ainsi, le détecteur 24 peut également être configuré pour mesurer des caractéristiques du signal, par exemple fréquence, période, valeur efficace. Le détecteur 24 peut également être configuré pour obtenir le spectre du signal grâce à la Transformation de Fourier. Le détecteur peut permettre également de décoder des signaux numériques par exemple USB, LIN, CAN. Le détecteur peut permettre d’afficher les résultats.

Selon un mode de réalisation particulier le dispositif 20 optique peut être portatif ce qui permet de le transporter simplement et rapidement sur tout lieu à proximité d’un puits de forage.

Les deux signaux numériques rétrodiffusions orthogonales issus du détecteur 24 sont avantageusement dirigés vers le dispositif 30 de traitement.

Il existe un grand nombre d’arrangement optiques possibles au sein du dispositif 20 optique. Par la suite, certains de ces arrangements, particulièrement avantageux dans le cadre de l’invention, seront décrits sans que l’invention ne se limite à ces derniers.

Ainsi, selon un mode de réalisation particulier, illustré à lafigure 5le contrôleur de polarisation 22 peut être un modulateur de polarisation. Le contrôleur de polarisation 22, sous une forme de modulateur de polarisation, est apte à, de préférence configuré pour, régler la polarisation de la lumière en fonction du temps. Selon un mode de réalisation particulier de l’invention, un seul modulateur de polarisation peut être présent dans le dispositif 20 optique. Dans ce cas, le modulateur de polarisation est configuré pour polariser le faisceau lumineux avant son entrée dans la fibre 5 optique. De préférence, le modulateur de polarisation permet de moduler de manière dynamique la polarisation du signal lumineux, autrement dit, il module de façon dynamique l’état de polarisation du signal lumineux avant son entrée dans la fibre.

Ainsi, le modulateur de polarisation est apte à, de préférence configuré pour, polariser le signal lumineux pour que celui-ci soit dans un état de polarisation selon un champ électromagnétique « P ». Le modulateur de polarisation polarise également le signal lumineux pour que celui-ci soit dans un état de polarisation selon un champ électromagnétique « S ». De préférence, la modulation de l’état de polarisation est faite une à une, autrement dit le signal lumineux est modulé selon un champ électromagnétique « P » ou « S » indépendamment l’un de l’autre en fonction du temps. Toutefois, l’état de modulation réalisé en premier par rapport au second n’a pas d’importance. Par exemple, une première modulation de la polarisation selon le champ électromagnétique « P » est réalisée jusqu’à détection de son signal, puis la seconde modulation de polarisation selon le champ électromagnétique « S » est réalisée jusqu’à détection de son signal.

De façon particulière, une fois que le signal lumineux est détecté selon le premier champ de polarisation, le modulateur 22 de polarisation est configuré pour moduler le signal lumineux selon le second champ électromagnétique différent du premier détecté. Lorsque ce second signal lumineux est détecté, les deux signaux lumineux selon leur état de polarisation « P » ou « S » sont analysés. Leur analyse peut être réalisée de façon indépendante l’une de l’autre.

Le signal lumineux est donc dans un état de polarisation comprenant soit le champ électromagnétique « P » soit le champ électromagnétique « S ».

Dans ce mode de réalisation, le détecteur 24 détecte un premier signal lumineux puis un second signal lumineux selon leur champ électromagnétique. Le détecteur 24 transforme le premier signal lumineux en un premier signal numérique par exemple t1 qui est par la suite dirigé vers le dispositif 30 de traitement. Le premier signal lumineux étant le premier signal lumineux détecté. Le détecteur 24 transforme le second signal lumineux en un second signal numérique par exemple t2. Le second signal lumineux correspond au second signal lumineux détecté.

Selon un mode de réalisation particulier, illustré à lafigure 6le dispositif 20 optique comprend un séparateur 23 polarisé.

Le séparateur 23 polarisé est configuré pour diviser et séparer le faisceau lumineux comprenant les champs « P » et « S » en deux signaux comportant chacun une polarisation orthogonale à la polarisation de l’autre signal. Le faisceau lumineux issu de la fibre optique est divisé en un faisceau lumineux comprenant le champ « P » et en un faisceau lumineux comprenant le champ « S ». Cette séparation est faite de telle sorte que le faisceau lumineux soit divisé selon l’état de polarisation. Les deux faisceaux de lumière polarisée orthogonalement sont envoyés chacun à un détecteur 24. De préférence, un séparateur 23 polarisé est sélectionné parmi : les cubes séparateurs polarisant constitués de deux prismes à angle droit, les diviseurs de polarisation à base de fibres fondues (« fused fiber polarization splitters », en terminologie anglosaxonne), etc.

Le détecteur 24 peut comprendre au moins un module de détection 24a. Ce module de détection 24a est par exemple configuré pour transformer et convertir un signal lumineux en courant électrique ou en tension électrique. Ce module de détection 24a peut correspondre à un photodétecteur simple ou multiple. De préférence il s’agit d’un photodétecteur simple. Le détecteur 24 comprend de préférence deux modules de détection 24a, ainsi deux signaux électriques sont obtenus.

Les signaux électriques issus du module de détection 24a sont dirigés vers un module de numérisation 24b.

Le module de numérisation 24b est de préférence configuré pour transformer et convertir les deux signaux électriques en deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. Ce module de numérisation 24b peut correspondre par exemple à un oscilloscope ou tout autre moyen permettant de transformer deux signaux électriques en deux signaux numériques.

Les modules de détection 24a et le module de numérisation 24b peuvent être indépendant ou bien être compris dans un même ensemble.

Par ailleurs, le détecteur 24 peut comprendre de préférence un module de mémorisation configuré pour mémoriser des données collectées des signaux électriques, des signaux numériques.

Selon un autre mode de réalisation illustré à lafigure 7, le dispositif 20 optique peut comprendre une fibre de référence 29.

Dans ce cas, la source lumineuse 21 est continue et accordable en fréquence. De préférence, la source lumineuse peut être réglée sur une large bande de fréquence. Il peut s’agir d’un laser à balayage de fréquence par exemple.

A la sortie de la source lumineuse 21, un diviseur de faisceau 25 permet de diriger le signal lumineux d’une part vers un chemin de référence, vers l’entrée de la fibre 29 de référence et d’autre part vers un chemin test, vers l’entrée de la fibre 5 optique. Un diviseur de faisceau 25 peut correspondre à un connecteur, miroir, lentille permettant d’orienter le signal lumineux dans une direction souhaitée. Il peut s’agir de tout moyen de préférence optique configuré pour diviser et diriger le signal lumineux.

Chaque faisceau est orienté vers un contrôleur de polarisation 22. De préférence le contrôleur de polarisation 22 peut correspondre à un polariseur. Ainsi, un polariseur 22 permet de polariser le faisceau en direction de la fibre de référence 29 et un polariseur 22 permet de polariser le faisceau en direction de la fibre test 5. Les polariseurs 22 sont configurés pour polariser le faisceau lumineux de la fibre 29 de référence et de la fibre 5 optique.

En outre, la présence de polariseurs suite au diviseur de faisceau 25 permet d’avoir la même polarisation pour chaque faisceau qu’il soit destiné à la fibre test ou à la fibre de référence.

Le signal lumineux parcourant la fibre de référence et la fibre 5 optique est ensuite dirigé en sortie de la fibre de référence et de la fibre 5 optique vers un coupleur 28. De préférence, le chemin de référence comprend un composant à retard. Ce chemin constitue de préférence une transmission optique sans perte. Toutefois, il n’est pas nécessaire qu’il soit parfaitement sans perte.

Le coupleur 28 est configuré pour coupler le signal lumineux issu de la fibre 5 optique avec le signal lumineux issu de la fibre 29 de référence. Ainsi à la sortie de la fibre de référence et à la sortie de la fibre 5 optique, le coupleur 28 est configuré pour interférer le signal lumineux de la fibre 29 de référence avec le signal lumineux de la fibre 5 optique. Cette combinaison de signal lumineux est par la suite dirigée vers le détecteur 24.

Optionnellement, à la suite du coupleur 28, le signal lumineux peut être dirigé vers un séparateur 23 polarisé, puis chaque signal lumineux peut être dirigé vers un module de détection 24a puis un module de numérisation 24b pour ensuite être traités par le dispositif 30 de traitement.

En particulier, le dispositif 30 de traitement peut être configuré pour traiter les deux signaux numériques de rétrodiffusion orthogonale de façon à par exemple en déduire des actions d’optimisation de l’exploitation du puits de forage ou des taux de récupération. De manière préférée, lorsque les signaux sont traités, le dispositif 30 de traitement permet d’obtenir des données, fonction de la distance, proportionnelles à la pression transverse. Ainsi, il est possible d’obtenir un profil de pression distribuée du puits de forage sur toute la distance du puits de forage.

L’analyse peut être réalisée par le dispositif 30 de traitement de façon distribuée mais également en temps réel. Ainsi, la pression d’un puits de forage peut être cartographiée en temps réel et en tout point. En outre, les données sont de préférence mémorisées sur un module de mémorisation. Ceci permet de sauvegarder l’ensemble des mesures du puits de forage, l’ensemble des données recueillies par la fibre optique ainsi que l’ensemble des signaux numériques.

En particulier, le dispositif 30 de traitement peut être configuré pour calculer des valeurs de paramètres de circulation du fluide à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. Le dispositif 30 de traitement est de préférence configuré pour calculer des valeurs de pression, de préférence distribuées à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.

Le dispositif 30 de traitement peut avantageusement être configuré pour identifier des zones de criticité de la pression. De préférence, le dispositif 30 de traitement est également configuré pour comparer le ratio d’intensité en fonction de la distance avec la production mesurée en fonction du temps. Ceci permet de déterminer des zones de criticité corrélées avec des variations de la production.

En outre, le dispositif 10 pour l’amélioration de l’exploitation de puits de forage peut comporter un dispositif 40 de régulation.

Le dispositif 40 de régulation permet de contrôler l’ouverture de la vanne 4b d’injection et/ou la vanne 4a de sortie en fonction des deux signaux numériques de rétrodiffusions. Plus particulièrement, le dispositif 40 de régulation peut être configuré pour contrôler de l’ouverture de la vanne 4b d’injection et/ou la vanne 4a de sortie en fonction des valeurs de paramètres de circulation du fluide calculées par le module 30 de traitement.

Ainsi en fonction de la valeur des signaux ou des paramètres de circulation du fluide calculés, l’ouverture ou la fermeture d’au moins une vanne peut être mise en œuvre pour augmenter la production et l’exploitation d’un puits de forage ou d’augmenter le taux de récupération ou encore de stabiliser la pression.

Selon un autre l’aspect, l’invention se rapporte àun procédé 1000 d’amélioration de l’exploitation d’un puits de foragetel que représenté à lafigure 8.

Selon un mode de réalisation préféré illustré àla figure 8, le procédé comprendune étape de génération100 de deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre optique.

Pour cela, l’étape de génération comprend de préférence une source lumineuse configurée pour émettre un signal lumineux qui est dirigé vers la fibre optique. De préférence la source lumineuse est un laser pulsé.

Avantageusement, l’étape de génération 100 comporteune étape 110 de polarisationcontrôlée d’un signal lumineux injecté dans la fibre optique. L’étape de contrôle de polarisation est réalisée grâce à un polariseur ou un modulateur de polarisation, de préférence par un polariseur. Le polariseur est configuré pour conditionner la polarisation du signal lumineux émis avant l’entrée du signal lumineux dans la fibre optique. En particulier, l’étape de 110 de polarisation peut permettre d’équilibrer l’énergie répartie entre les deux modes de polarisation principales de la fibre optique monomode. Ainsi, pour augmenter la sensibilité du procédé selon l’invention, l’intensité du signal lumineux est sensiblement équilibrée pour la composante P et pour la composante S à la sortie au niveau de la détection par le biais du contrôle de polarisation et l’axe de séparateur de faisceau polarisant (PBS, en anglais, polarization beam splitter), lorsque ce dernier est présent.

De façon également particulière, le procédé peut comprendre une étape de circulation du signal lumineux. L’étape de circulation est de préférence réalisée par un circulateur. Ceci permet d’une part d’injecter le signal lumineux polarisé dans la fibre optique, et d’autre part de collecter le signal rétrodiffusé de la fibre optique. Le signal rétrodiffusé est de préférence issu de la rétrodiffusion de Rayleigh.

L’étape de génération 100 comporte de préférenceune étape 120 de séparationd’un signal de rétrodiffusion en deux signaux lumineux orthogonaux de rétrodiffusion. L’étape de séparation est de préférence réalisée par un séparateur de faisceau polarisant. Ceci permet de séparer le faisceau lumineux rétrodiffusé comprenant les champs « P » et « S ». Le faisceau lumineux rétrodiffusé issu de la fibre optique est divisé en un faisceau lumineux rétrodiffusé comprenant le champ « P » et en un faisceau lumineux comprenant le champ « S ». Cette séparation est faite de telle sorte que le faisceau lumineux soit divisé selon les axes propres du séparateur de faisceau polarisant. Les deux faisceaux de lumière polarisée orthogonalement sont envoyés chacun à un détecteur. Alternativement, le signal lumineux injecté dans la fibre optique peut présenter successivement une polarisation selon le champ électromagnétique « P » puis selon le champ électromagnétique « S », par exemple grâce à un modulateur de polarisation. Ainsi, il n’est pas nécessaire de séparer le signal de rétrodiffusion en deux signaux lumineux orthogonaux de rétrodiffusion.

Dans un exemple de mise en œuvre détaillé de la détermination de la biréfringence, l'intensité de la lumière réfléchie d'une fibre résultant de la rétrodiffusion de Rayleigh est mesurée. Les intensités lumineuses mesurées pour les modes de polarisation « S » et « P » (définie par les axes de séparateur de faisceau polarisant) sont ensuite converties en déphasage accumulé entre les deux modes principaux de propagation. La biréfringence distribuée, en fonction de la distance le long de la fibre optique, est ensuite calculée par une dérivée par rapport à la distance de propagation dans la fibre.

En outre, comme illustré à la figure 8, le procédé peut comprendreune étape intermédiaire de calcul200 de valeurs de paramètres de circulation du fluide à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales. L’étape intermédiaire de calcul 200 comporte le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide circulant dans le tube à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.

Cette étape est réalisée de préférence par tout moyen permettant le calcul de valeurs de paramètre à partir de signaux numériques. Par exemple un module de calcul, pouvant par exemple comprendre un processeur configuré pour extraire des informations à partir des données contenues dans les signaux numériques de rétrodiffusions. En particulier, cette étape peut être réalisée par le dispositif 30 de traitement.

Les paramètres de circulation du fluide peuvent être calculés ponctuellement tout au long de la fibre, par segment de fibre ou encore pour toute la longueur de fibre. Les paramètres de circulation du fluide sont de préférence sélectionnés parmi : la pression distribuée, la moyenne de la pression, la médiane de pression, la variation de pression, l’intégrale ou la dérivée. Avantageusement la méthode de calcul utilisée permet de faire l’analyse en continue points par points sans moyenner des données et donc augmente la résolution.

De préférence, le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide circulant dans le tube comprend le calcul d’un ratio d’intensité du signal optique en fonction de la distance. Cette étape de calcul permet d’identifier des zones de criticité de la pression. De préférence, cette étape de calcul comporte la comparaison du ratio d’intensité en fonction de la distance avec la pression détectée en fonction du temps. Ceci permet de déterminer les variations de pression distribuée et la détermination précises des zones de criticité. Par ailleurs, ceci permet de corréler la production du puits de forage à la pression distribuée. En particulier, le ratio d’intensité du signal optique correspond à un ratio basé sur les intensités lumineuses mesurées pour les modes de polarisation « S » et/ou « P ». En outre, le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide circulant dans le tube peut également comporter le calcul d’une variance du ratio d’intensité du signal optique pour un segment du tube et cela en fonction du temps. Cela permet également d’identifier des zones de criticité de la pression.

Lafigure 9présente par exemple des valeurs normalisées de la pression distribuée en fonction de la distance le long de la fibre optique. Un tel indicateur peut par exemple être un ratio de l’intensité lumineuse, une moyenne de la pression, une variabilité de la pression selon un coefficient de variation de pression ou tout autre paramètre permettant de caractériser la pression en fonction de la distance, de préférence en mètre. Par exemple, dans le cas d’un rapport d’intensité, le signal lumineux issu de l’état de polarisation « P » permet d’obtenir un signal numérique dont l’intensité lumineuse de la rétrodiffusion de Rayleigh est notée I_pet le signal lumineux issu de l’état de polarisation « S » permet d’obtenir un signal numérique dont l’intensité lumineuse de la rétrodiffusion de Rayleigh est notée I_s.

De façon plus précise, par exemple selon laFigure 9, la génération de deux signaux numériques de rétrodiffusion orthogonale à partir d’un signal lumineux injecté dans la fibre optique permet l’obtention d’un indicateur de pression et de préférence de pression distribuée. L’injection peut de préférence être réalisée selon un angle de polarisation de 45° par rapport à l’axe lent et l’axe rapide de la fibre optique. Le rapport (I_p/ (I_p+I_s)) permet d’obtenir des informations sur la pression dans le puits de forage, de préférence la pression distribuée, en tout point du puits de forage et en temps réel. Un tel rapport permet d’obtenir des informations sur la pression distribuée au sein du puits de forage sans qu’il soit essentiel de calculer précisément une pression distribuée. Alternativement, ce ratio, couplé à des données de référence peut permettre de calculer précisément des valeurs de pression distribuée. Par exemple, le ratio de l’intensité rétrodiffusée permet de calculer et mesurer le retard accumulé (ou le déphasage). Puis, la dérivée du retard accumulé par rapport à la distance de propagation dans la fibre optique permet d’obtenir la biréfringence distribuée qui est proportionnelle à la pression distribuée (correspondant à la contrainte latérale exercée sur la fibre).

En outre, un indicateur de la pression, et de préférence de la pression distribuée, permet de détecter une ou plusieurs zones de criticités C1 telle que représentée sur la figure 8. De façon préférée, le procédé selon l’invention comporte une identification de plusieurs zones de criticités.

De préférence, l’ensemble des résultats ou valeurs obtenus lors de l’étape de calcul ou de l’étape de collecte sont mémorisés sur un module de mémorisation à l’issu de chaque fin d’étape de calcul ou de collecte. Ceci permet la sauvegarde des données ainsi que le suivi de l’exploitation du puits de forage, de la pression du puits de forage.

Lafigure 10illustre en particulier des valeurs normalisées de la pression dans une zone de criticité C1 au cours du temps. Ainsi, il est possible de voir une forte variation de cette pression en fonction du temps.

Le procédé selon l’invention peut alors comporter une étape 300 de calcul de valeur d’ouverture de vannes d’injection et/ou de sortie en fonction des paramètres de circulation du fluide précédemment calculé. Lafigure 11illustre par exemple les valeurs calculées d’ouverture d’une vanne de sortie 4a, dans le cadre d’un puits de forage tel qu’illustré à la figure 1 subissant des variations de pression en zone de criticité C1 selon la figure 10. En effet, comme illustré à la figure 11, les informations sont corrélées avec des indications d’ouverture ou de fermeture d’au moins une vanne. Par exemple, en fonction des deux signaux numériques, le module 30 de traitement permet de générer des données de contrôle d’ouverture de vanne de sortie en fonction du temps. Ce ou ces niveaux calculés d’ouverture de vanne de sortie permettent de compenser les données de pression particulières, afin d’améliorer ou optimiser l’exploitation du puits de forage et d’augmenter la production du puits de forage. De préférence l’ensemble de ces données sont sauvegardées par le module de mémorisation.

Ces valeurs peuvent ensuite être transmises à un dispositif ou à un opérateur qui les retranscrira par exemple via une interface homme machine pour que soit généré un contrôle de l’ouverture des vannes.

En effet, le procédé selon l’invention comprend avantageusementune étape de contrôle400 de l’ouverture de vannes d’injection et/ou de sortie en fonction des deux signaux numériques de rétrodiffusions. De préférence, l’étape de contrôle est mise en œuvre par un dispositif 40 de régulation. Ceci permet de modifier l’ouverture ou la fermeture d’au moins une vanne en fonction des valeurs des signaux numériques représentatifs de la pression distribuée. Ceci permet également de modifier l’ouverture ou la fermeture d’au moins une vanne pour augmenter la production d’un puits de forage, améliorer l’exploitation. En outre, ceci permet de stabiliser la production et la pression en fonction de signaux numériques de rétrodiffusion.

L’étape de contrôle 400 de l’ouverture de vannes se fait de préférence en fonction des valeurs de pression distribuées issues des deux signaux numériques de rétrodiffusions. En particulier, l’étape de contrôle 400 de l’ouverture de vannes peut se faire en fonction des valeurs d’ouverture de vannes calculées lors de l’étape 300. Néanmoins, l’étape de contrôle 400 de l’ouverture de vannes peut aussi se faire par une comparaison des deux signaux numériques de rétrodiffusions à des valeurs seuils prédéterminés.

L’étape 400 de contrôle peut comporter l’émission d’un signal de commande d’ouverture d’au moins une vanne et envoyé à ladite vanne. Ceci permet d’augmenter la production d’un puits de forage, et d’améliorer l’exploitation. En outre, ceci permet de stabiliser la production et la pression en fonction de signaux numériques de rétrodiffusion.

L’étape de contrôle 400 de l’ouverture de vannes se fait avantageusement en fonction des paramètres de circulation issus des deux signaux numériques de rétrodiffusions. Par exemple, lorsqu’une valeur d’un des paramètres de circulation issu des deux signaux numériques de rétrodiffusion est différente des valeurs de paramètres de circulation calculées à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions mémorisées, un signal de commande d’ouverture d’au moins une vanne et envoyé à ladite vanne. Ceci permet d’augmenter la production d’un puits de forage, et d’améliorer l’exploitation. En outre, ceci permet de stabiliser la production et la pression en fonction de signaux numériques de rétrodiffusion.

L’étape de contrôle 400 peut aussi comporter l’envoi d’un signal de fermeture d’une vanne d’injection.

Le procédé peut comprendre optionnellement une étape d’alerte. L’étape d’alerte permet de déclencher une alarme lorsqu’une pression anormale est détectée, un paramètre anormal est détecté ou lorsqu’une action correctrice (d’ouverture ou de fermeture d’au moins une vanne) est réalisée. Ceci permet d’alerter les opérateurs sur l’état du puits de forage et sur le déroulement du procédé.

Tel qu’illustré à lafigure 12, la production mensuelle de janvier 1998 à décembre 2018 du nombre de barils par jour au cours du temps pour un puits de forage peut connaitre au début de son cycle de vie un rendement croissant, puis une phase de plateau. La production diminuant au cours du temps, une fois la phase de plateau terminée. Toutefois, grâce à l’invention et à sa mise en œuvre (représentée par une flèche noire sur la figure 12), il est possible d’augmenter et d’optimiser la production du puits de forage (ligne en pointillée sur la figure 12).

Ainsi, il est possible d’obtenir un modèle des mouvements de fluide et d’en déduire des variations de pressions en fonction de la distance et/ou du temps. Selon l’analyse des signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales obtenues, des variations de pression en sont observées. Ceci permet de conduire à des mesures correctrices ou stabilisatrices de pression et à un contrôle de l’injection ou de la sortie de fluide dans le gisement. Ceci permet d’améliorer l’exploitation d’un puits de forage, de stabiliser la pression d’un puits de forage, et d’augmenter la production d’un puits de forage. En outre, ceci permet d’éviter la fermeture précoce d’un puits de forage tout en augmentant les taux de récupération.

Selon un autre aspect l’invention porte surun système de l’amélioration de l’exploitation d’un puits de forage.Le système peut comprendre un dispositif 10 pour l’amélioration de l’exploitation d’un puits 1 de forage selon l’invention et tel que précédemment décrit. Par ailleurs, le système peut comprendre un dispositif 40 de régulation configuré pour contrôler l’ouverture de la vanne 4b d’injection et/ou 4a de sortie en fonction des données de contrôle d’ouverture générées. Ceci permet également de stabiliser la pression et réguler le flux d’un fluide ce qui permet en outre, d’augmenter la durée de vie des infrastructures et d’optimiser les performances des puits de forage.

Ce système permet d’utiliser les informations générées via la fibre optique afin de stabiliser et réguler le flux d’un fluide, notamment lorsque les conditions du puits de forage sont inconnues ou peu connues. En outre, ce système permet de supprimer les oscillations de pressions peu stables voir instables observables sur la longueur du puits et pouvant être néfaste pour celui-ci voire entrainer sa fermeture précoce.

Avantageusement, le système comprend au moins une vanne configurée pour contrôler la circulation du fluide 3. En effet, lorsque le puits de forage est en phase de déclin, ou que la production diminue ou encore que le puits de forage est instable, l’ouverture d’au moins une vanne permet l’injection par exemple de gaz, d’eau à l’état liquide ou gazeux pour stimuler l’expulsion du fluide 3 contenu dans le tube forage. Ceci permet alors d’augmenter la production ou de stabiliser le puits de forage. En outre, grâce au système selon l’invention les constituant injectés dans le tube de forage et le fluide 3 contenu dans le tube de forage sont plus facilement séparé. En effet, l’injection de gaz ou d’eau dans le tube de forage entraine un mélange avec le fluide 3 contenu dans le tube de forage. L’étape de séparation ultérieure des constituants est donc optimisée car grâce à l’analyse de la pression distribuée et des zones de criticité, il y a une meilleure maîtrise du rapport fluide 3 contenu / fluide injecté. En effet, il faut que ces valeurs soient dans une fourchette particulière et spécifiquement déterminée pour que la séparation ultérieure lors de la purification soit efficace.

Claims (12)

1. Procédé (1000) d’amélioration de l’exploitation d’un puits(1) de forage, ledit puits (1) de forage comportant un tube (2) de forage dans lequel circule un fluide (3) et une fibre (5) optique positionnée à l’extérieur du tube (2) de forage, la circulation dudit fluide (3) étant contrôlée au moins en partie par au moins une vanne de sortie (4a) et/ou d’injection (4b), ledit procédé comportant les étapes de :
   - Génération (200) de deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’au moins un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre (5) optique, et
   - Contrôle (400) de l’ouverture d’au moins une vanne (4) de sortie et/ou d’injection en fonction des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.
2. Procédé (1000) selon la revendication 1, caractérisé en ce qu’il comprend en outre une étape intermédiaire de calcul (200) de valeurs de paramètres de circulation du fluide à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, et en ce que l’étape de contrôle (400) de l’ouverture d’au moins une vanne (4) se fait en fonction des paramètres de circulation issus des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales.
3. Procédé (1000) selon la revendication 2, caractérisé en ce que l’étape intermédiaire de calcul (200) comporte le calcul de valeurs de pression distribuées du fluide (3) circulant dans le tube à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, et en ce que l’étape de contrôle (400) de l’ouverture d’au moins une vanne se fait en fonction des valeurs de pression distribuées issues des deux signaux numériques de rétrodiffusions.
4. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que la fibre (5) optique est configurée pour transmettre des données depuis le puits (1) de forage vers la surface dudit puits (1) de forage.
5. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que la fibre (5) optique est placée sur la surface extérieure (2b) du tube (2) de forage.
6. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que la fibre (5) optique est placée dans le béton entourant le tube (2) de forage.
7. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que la fibre (5) optique présente une faible biréfringence intrinsèque.
8. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que l’étape de génération 100 comporte une étape (110) de polarisation contrôlée d’un signal lumineux destiné à être injecté dans la fibre (5) optique.
9. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 8, caractérisé en ce que l’étape de génération 100 comporte une étape (120) de séparation d’un signal de rétrodiffusion en deux signaux orthogonaux de rétrodiffusion.
10. Procédé (1000) selon l’une quelconque des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que l’étape de contrôle (400) comporte l’envoi d’un signal de fermeture de la vanne (4b) d’injection.
11. Dispositif (10) d’amélioration de l’exploitation d’un puits (1) de forage, ledit puits (1) de forage comprenant un tube (2) de forage dans lequel circule un fluide (3) et une fibre (5) optique positionnée à l’extérieur du tube (2) de forage, la circulation dudit fluide (3) étant apte à être contrôlée au moins en partie par au moins une vanne de sortie (4a) et/ou d’injection (4b), ledit dispositif (10) d’amélioration de l’exploitation d’un puits (1) de forage comprenant :
    - un dispositif (20) optique configuré pour générer deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales à partir d’un signal lumineux, de préférence polarisé, injecté dans ladite fibre (5) optique, et
    - un dispositif (30) de traitement configuré pour générer, à partir des deux signaux numériques de rétrodiffusions orthogonales, des données de contrôle d’ouverture de la vanne de sortie (4a) et/ou de la vanne d’injection (4b).
12. Système d’amélioration de l’exploitation d’un puits (1) de forage, ledit puits (1) de forage comportant un tube (2) de forage dans lequel circule un fluide (3) et une fibre (5) optique positionnée à l’extérieur du tube (2) de forage, la circulation dudit fluide (3) étant apte à être contrôlée au moins en partie par au moins une vanne (4) d’injection et/ou de sortie, ledit système comportant un dispositif (10) pour l’amélioration de l’exploitation d’un puits (1) de forage selon la revendication 11, et un dispositif (40) de régulation configuré pour contrôler l’ouverture de la vanne (4) d’injection et/ou de sortie en fonction des données de contrôle d’ouverture générées.