Systèmes de Production et de Stockage PDF

Systèmes de Production et de Stockage Chapitre1 : Du réservoir aux pipelines Master Sciences de l’Ingénieur pour les Géoénergies Romain Vermorel -- LFC-R 2022 / 2023  Ch1: Du réservoir aux pipelines I. Introduction Le mix énergétiq...

Systèmes de Production et de Stockage Chapitre1 : Du réservoir aux pipelines Master Sciences de l’Ingénieur pour les Géoénergies Romain Vermorel -- LFC-R 2022 / 2023  Ch1: Du réservoir aux pipelines I. Introduction Le mix énergétique de demain et le rôle du sous-sol dans la transition énergétique Rôle de l’ingénierie de production et de stockage. Vue d’ensemble du système de production et de stockage. II. Le réservoir Définition et caractéristiques d’un réservoir Perméabilité du réservoir, loi de Darcy Propriétés de phase des hydrocarbures en place Classification des réservoirs d’hydrocarbures III. Le puits Principe de fonctionnement Notions de forage et complétion Casings, tubing, tête de puits et arbre de Noël IV. Les installations de surface Séparateurs, pompes, compresseurs et pipelines 2  Références Bibliographiques (1) Boyun Guo, William C. Lyons, Ali Ghalambor, « Petroleum Production Engineering, a Computer Assisted Approach », Gulf Professional Publishing (Elsevier). (2) Michael J. Economides, Daniel A. Hill, Christine Ehlig-Economides, « Petroleum Production Systems », Prentice- Hall PTR. (3) petrowiki.org, SPE International. (4) petroleum101.com, SPE International. (5) http://geo1.tcu.edu/faculty/donovan/weatheringsedimentaryrocks/photoalbum/index.htm (6) http://fas.org/irp/imint/docs/rst/Sect5/Sect5_5.html (7) en.wikipedia.org (8) http://mpgpetroleum.com (9) « Le Puits », support de formation TOTAL : EXP-PR-EQ010-FR (10) http://wiki.aapg.org (11) D. Perrin, M. Caron, G. Gaillot, « La Production Fond », Editions TECHNIP. (12) A. Chadwick et al., « Best practice for the storage of CO2 in saline aquifers », SACS & CO2STORE projects. 3  Unités rencontrées ‣ Btu (British Thermal Unit)= unités d’énergie ≈ 1055 J ‣ Bbl (Baril) = Unités de volume ≈ 159 L ‣ Chez les anglophones 1 billion = 109 , 1 Trillion = 1012 ‣ ppm (parties par million) = (masse élément / masse échantillon) x 106 ‣ psi (pound per square inch) = unités de pression... 1 bar = 14.51 psi ‣ ft (foot) = unités de longueur = 0.3048 m ‣ cubic foot = unités de volume... 1 m3 = 35.31 cf 4 Introduction 5  Outlook Outlookfor forworld world total total energy supply supply (TES) Le Mix(TES) to 2040 to 2040 Energétique de demain Total Total energysupply energy supplyoutlook outlookby byfuel fueland and scenario, scenario, 2000-2040 2000-2040(PJ) (PJ) 800800 000000 700 000 700 000 600 000 600 000 500 000 500 000 400 000 400 000 300 000 300 000 200 000 200 000 100 000 100 000 0 0 2000 2019 STEPS SDS STEPS SDS STEPS SDS 2000 2019 STEPS SDS STEPS SDS STEPS SDS 2025 2030 2040 2025 2030 2040 Coal¹ Oil² Natural gas² Nuclear Hydro Bioenergy Other³ Coal¹ Oil² Natural gas² Nuclear Hydro Bioenergy Other³ STEPS: Stated Policies Scenario SDS: Sustainable Development Scenario Incorporates STEPS:existing Stated energy Policiespolicies Scenarioas well as an Outlines an integrated SDS: Sustainable approach toScenario Development achieving assessment Incorporates of theenergy existing results policies likely to as stem from well as the an internationally Outlines anagreed objectives integrated on climate approach change, to achieving implementation of announced policy intentions. air quality and universal access to modern energy. assessment of the results likely to stem from the internationally agreed objectives on climate change, implementation of announced policy intentions. air quality and universal access : AIE, to modern energy. Total final consumption by sector and scenario, 2040 Source Key World Energy Statistics 2021 6  Sous-sol et Transition Energétique LE SOUS SOL DANS UN CONTEXTE ENERGÉTIQUE 6 ENERGY POWER TO GAS POWER TO GAS CHEMICAL ENGINEERING, MECHANICAL ENGINEERING, GEOSCIENCES 7  Production SITION ENERGÉTIQUE des Géoénergies 4 tockage duProduction CO2 Gaz Naturel & Huile Diminution de la part du charbon dans la production d’électricité. Maintien du gaz naturel (moins émetteur de GES). Utilisation de l’huile là où elle est difficilement remplaçable (+ besoin pour la fabrication des matériaux polymères). Géothermie + Lithium/Helium… Valable dans les zones géographiques présentant un fort gradient géothermique. 8  Stockage des Géoénergies Stockage gaz (H , CH …) Géothe Le stockage sous-terrain de gaz est une technique largement utilisée pour faire face à l’utilisation saisonnière de la ressource. Augmentation et adaptation des besoin de stockage pour y inclure l’hydrogène (H2) issu de l’énergie renouvelable (électrolyse de l’eau à partir de l’électricité produite par les renouvelable à des fins de stockage = Power to Gas ) 9  Capture US-SOL POUR et Stockage LA TRANSITION du CO2 ENERGÉTIQUE Géo-Stockage du CO2 Stockage gaz (H , CH …) Nécessité d’améliorer la capture du CO2 à la source (directement au niveau des installations industrielles). Géothermie + Lithium/Hel Stockage du CO2 en sous-sol pour éviter sa dissémination dans l’atmosphère. Optimisation des procédés pour diminuer leurs émissions de CO2. 10 Le système de production et de stockage (3) 11  Depending on the initial reservoir condition in the phase single-phase liquid flow exists in the reservoir for max diagram (Fig. 1.2), hydrocarbon accumulations are classi- well productivity. A steady-state flow condition can p fied as oil, gas condensate, and gas reservoirs. An oil that in a edge-water drive reservoir for a long time before Le système de production et de stockage is at a pressure above its bubble-point pressure is called an ‘‘undersaturated oil’’ because it can dissolve more gas at the given temperature. An oil that is at its bubble-point breakthrough into the well. Bottom-water drive res (Fig. 1.3) is less preferable because of water-coning pro that can affect oil production economics due to water pressure is called a ‘‘saturated oil’’ because it can dissolve ment and disposal issues. Il regroupe : a. Le réservoir, milieu poreux Pwh Separator Gas naturel. Wellhead b. Le puits et ses équipements. c. Les installations de surface Water (flowline, séparateurs, Oil pompes, pipelines, etc) Production Pwf > Pwh + ρgΔz Wellbore Δz Surface Injection Pwf < Pwh + ρgΔz Reservoir Pwf P Pe Pwf (1) Figure 1.1 A sketch of a petroleum production system. 12 Le système d’étude : présentation rapide 13 Le Réservoir 14  Le réservoir « idéal » d’hydrocarbures Plusieurs fluides peuvent être initialement présents dans un réservoir conventionnel. On compte au maximum 3 phases : une phase HC gaz, une phase HC liquide, une phase eau liquide. Ces fluides initialement à l’équilibre sont séparés par l’effet des forces de gravité. 15 Topographie d’un réservoir conventionnel Piège anticlinal (8) 16 Topographie d’un réservoir conventionnel Piège anticlinal 17 Topographie d’un réservoir conventionnel Piège par faille (8) 18  Topographie d’un réservoir conventionnel Dôme de sel (7) 19 Topographie d’un réservoir conventionnel Piège stratigraphique (8) 20 Stockage sous-terrain de gaz naturel Storengy 21 La Porosité 22  Diagramme de phase d’un brut pétrolier Liquide Gaz (3) 23 Détente d’un liquide sous-saturé Diminution de pression (3) 24 Condensation rétrograde d’un gaz Diminution de pression (3) 25 Diagramme de phase du CO2 Domaine P,T typique réservoir 8 MPa < P < 20 MPa 25°C < T < 60°C Point critique : Pc = 7.4 MPa Tc = 31 °C 26  Densité du CO2 avec la profondeur P,T Figure 3.2 CO2 density variation with depth (left) assuming hydrostatic pressure and typical temperature gradients in sedimentary basins (blue); elevated geothermal gradients (45 Ckm-1, red) and hydrostatic pressure gradients of highly concentrated brines (12.5 MPakm-1, green). Effect of impurities (right) e.g. 2.75 % O2 and other components. (12) 27  Définition classique de la perméabilité ‣ Loi de Darcy La loi de Darcy relie linéairement la vitesse d’écoulement d’un fluide à travers un matériau poreux en fonction du gradient de pression appliqué: Pin Pout L P vf est la vitesse du fluide et  la perméabilité. ⇥vf = ⇥ez L P = Pout Pin 28  Définition classique de la perméabilité ‣ Définition de la perméabilité Classiquement, la perméabilité dépend de la structure du matériau poreux et de la viscosité du fluide: = ⌘  est2appelée 1 perméabilité du matériau poreux, et s’exprime en 1 m.Pa.s est appelée perméabilité (intrinsèque) du matériau poreux, et s’exprime en m2 ou en darcy ( 1 D = 0.97 ⇥ 10 12 m2 ) ⌘ est la viscosité dynamique du fluide, et s’exprime en Pa.s ou en centipoise ( 1 cp = 1 ⇥ 10 3 Pa.s ) 29  De quoi dépend la perméabilité intrinsèque ? ‣ Hypothèse simplificatrice On fait l’hypothèse que les écoulements dans la roche sont visqueux et laminaires. ‣ Ecoulement de Poiseuille dans un tube Pour caricaturer, on considère que la roche est constituée de pores cylindriques de rayon R. En régime permanent l’écoulement d’un fluide visqueux dans un tube possède un profil de Poiseuille: ✓ ◆ R 2 r2 dP v(r) v(r) = 1 z 4 R2 dz En moyenne sur l’épaisseur L de la roche et la section d’un pore on obtient: R2 P ⇥R4 P vf = débit volumique : qf = 8 L 8 L 30  De quoi dépend la perméabilité intrinsèque ? ‣ On considère un réseau de pores cylindriques parallèles Les tuyaux ont ÉCOULEMENTS une densité surfacique notée n DANS LES MILIEUX , la porosité s’exprime alors: POREUX 12 2 ⇥=n R PSfrag replacements L ‣ Vitesse moyenne de filtration à travers la roche F IG. 8 – Modèle de capillaires parallèles. n⇥R P4 z vf = nq = y !n PSfrag replacements 8 L ϕ ⇤R 2 R2 Par identification on obtient: ⇥= ⇥= 8 8 θ x 31  De quoi dépend la perméabilité intrinsèque ? ‣ Influence de la structure poreuse A viscosité du fluide fixée, on peut considérer que la perméabilité augmente , comme la perméabilité intrinsèque, avec la taille des pores suivant une loi en R^2 R2 ⇥= 8 ‣ Ordres de grandeur Réservoirs conventionnels : ⇡ 0.10 0.25 R > 0.1 µm > 1 mD 32  De quoi dépend la perméabilité ? ‣ Influence de la viscosité du fluide Pour une roche réservoir donnée, on peut considérer que la perméabilité diminue avec la viscosité du fluide pétrolier transporté = ⌘ ‣ Ordres de grandeur Viscosité en cp eau miel bitume Huiles Conventionnelles Huiles lourdes - extra-lourdes - bitumes 0.1 1 10 100 103 104 105 106 33  Deux facteurs majeurs influencent la perméabilité ‣ Structure poreuse de la roche La structure intervient au niveau de la perméabilité intrinsèque , qui dans le cas de pores cylindriques parallèles dépend uniquement du rayon de pore et de la porosité : ⇥ ⇠ R2 ‣ Viscosité du fluide La viscosité du fluide ⌘ influe sur la mobilité du fluide stocké dans le réservoir et donc sur la perméabilité : = ⌘ ‣ Les réservoirs NC sont souvent appelés «faiblement perméables» Faible perméabilité à cause de la structure poreuse du réservoir et/ou de la viscosité du fluide. 34  Remarques concernant les modèles de perméabilité ‣ Nous avons présenté un modèle poreux très simpliste En effet, dans un réseau poreux réel les pores possèdent des géométries tortueuses variables, des orientations variables par rapport à l’écoulement, avec des tailles de pores très distribuées et des connections entre les pores qui sont complexes. En général des modèles empiriques sont calibrés sur des mesures expérimentales pour obtenir une expression de la perméabilité : Le ÉCOULEMENTS DANS LES MILIEUX POREUX ↵ 2 Le ⇤⇠⇥ R tortuosité: = L L ‣ Pour les pores les plus petits,FIGle. 10modèle d’écoulement n’est – Modèle de capillaire tortueux. La longueur effective L plus valable repliée sur une longueur L (flèche). avec dΣ = dθ dϕ d p1 d p2 d p3 et En effet, pour les pores dont la taille est proche Z de la taille des molécules du fluide, le transport est essentiellementI diffusif = coset leθconcept θ sin [(1 + p1 cos θde + pperméabilité 2 sin θ cos ϕ + p3 sin θ sin ϕ) Σ effective doit être redéfini. 4π λ ! "3/2 = 35  A dissolved-gas drive reservoir (Fig. 1.5) is also called a Figure 1.6 shows a typical flowing oil well, defined as a ‘‘solution-gas drive reservoir’’ and ‘‘volumetric reservoir.’’ well producing solely because of the natural pressure of the The oil reservoir has a fixed oil volume surrounded by no- reservoir. It is composed of casings, tubing, packers, Aquifère actif - Water drive flow boundaries (faults or pinch-outs). Dissolved-gas drive is the drive mechanism where the reservoir gas is held in down-hole chokes (optional), wellhead, Christmas tree, and surface chokes. Pour stockage gaz naturel Pour production HC Gas Oil WOC Water Figure 1.3 A sketch of a water-drive reservoir. (1) 36 Aquifère actif - Water drive 37  Aquifère actif - Coning No Coning Coning (3) 38  Guo, Boyun / Computer Assited Petroleum Production Engg 0750682701_chap01 Final Proof page 6 4.1.2007 6 Dôme de gaz - Gas-cap drive 1/6 PETROLEUM PRODUCTION ENGINEERING FUNDAMENTALS The ‘‘wellhead’’ is defined as the s below the master valve. As we ca includes casing heads and a tubing h (lowermost) is threaded onto the sur also be a flanged or studded connect is a mechanical assembly used for ha (Fig. 1.8). Depending on casing prog several casing heads can be installed tion. The casing head has a bowl tha hanger. This casing hanger is thread production casing (or uses friction g ing). As in the case of the productio tion casing is landed in tension so t actually supports the production freeze point). In a similar manner, ing(s) are supported by their respe (and bowls). All of these casing he supported by the surface casing, wh and cemented to the surface. A well Gas Cap casing strings has two casing heads. T head supports the production casing ing head sits on the surface casing (t the surface casing). Most flowing wells are produced tubing run inside the production c Oil surface, the tubing is supported by the tubing head is used for hanging production casing head [Fig. 1.9]). T ports the tubing string at the surface on the tubing head so that it is in ten Figure 1.4 A sketch of a gas-cap drive reservoir. to the packer). (1) 39 Most wells produce oil through tubing strings, mainly The equipment at the top of the p body. The weight of tubing determines the tubing outer valve is installed below the tee or cross. To replace a master diameter. Steel grades of tubing are designated H-40, J-55, valve, the tubing must be plugged. A Christmas tree consists C-75, L-80, N-80, C-90, and P-105, where the digits repre- of a main valve, wing valves, and a needle valve. These valves Expansion de gaz dissout - Dissolved gas drive sent the minimum yield strength in 1,000 psi. The min- imum performance properties of tubing are given in are used for closing the well when needed. At the top of the tee structure (on the top of the ‘‘Christmas tree’’), there is a Chapter 9 and Appendix B. pressure gauge that indicates the pressure in the tubing. Oil and Gas Reservoir Figure 1.5 A sketch of a dissolved-gas drive reservoir. (1) 40 Le Puits 41  Le puits et ses équipements PETR in the line. The ba other restrictions i hole flowing pressu pressure decreases the wellbore (press Surface Wellhead back-pressure in t from the reservoir. In some wells, ch of tubing strings. T head pressure and e of gas expansion in Surface Casing down-hole chokes Intermediate Casing the well stream. A m chokes is that repla Cement Production Casing Certain procedur Annulus well. Before openin as safety valves, fit heater must be lit b Fond Wellbore Tubing sary because the p fluid and may cau out. A gas burner k Bottom-hole Choke hot. Fluid from the The choke is instal Packer both before and a upstream heating h Casing Perforation in the producing fl Reservoir hydrates and paraf Oil Reservoir Surface vessels sh is allowed(1) to flow. Figure 1.6 A sketch of a typical flowing oil well. 42 and other downstre  Exploration & Production Principe des puits d’injection Équipements Le Puits 3.2. FONCTIONNEMENT PUITS INJECTEUR Un puits injecteur est un puits dans lequel on injecte des fluides au lieu d’en produire. L’objectif qui est Puits producteur d’injecter des fluides, est normalement le maintien de la pression sur le réservoir et/ou son balayage. Deux types d’injection sont communs : Puits injecteurs d’eau gaz et eau. Il est possible d’utiliser du gaz qui provient de la séparation. Puits injecteurs de gaz L’injection de gaz se fait généralement dans la section supérieure du réservoir. L’injection d’eau se fait généralement dans la partie inférieure du réservoir. Figure 13: Puits d'injection (9) 43  Distribution uittent le de pression réservoir et entrent dans le trou réservoir de forage. et puits r du trou de s fluides des ression plus rage ou la on va moment ou il n et s’arrête. s le réservoir d’un puits mètres : (9) 44  l’écoulement vers le trou de forage s’arrête. Figure 10: Pressions dans le réservoir Changement de régime d’écoulement dans un puits La pression du fluide dans le fond d’un puits est une combinaison de trois paramètres : La pression hydrostatique dans le puits Surface / Basse Pression Les pertes de charges dans le puits Z La pression en tête de puits Avec les variations de pression, la composition du fluide change. La pression hydrostatique en un point dépend de la hauteur de colonne de fluide qui est au dessus du point de mesure. Quand le fluide monte dans le tubing, la pression hydrostatique diminue. Dans le réservoir, la proportion de gaz dépend de la pression du réservoir. Si la pression du réservoir est grande, une grande partie du gaz est dissous dans l’effluent. Il existe deux types principaux de régimes d’écoulement : Un écoulement monophasique (gaz ou liquide) P Un écoulement à bulles Avec un écoulement monophasique, tous les gaz sont dissous dans le fluide. Ceci arrive quand la pression du fluide est plus élevée que le (1) point de bulle. Donc si la pression dans le tubing jusqu'à la surface est plus élevée que le point de bulle, le fluide aura un écoulement monophasique dans le puits. Fond / Haute Pression Figure 11: Changement d'un régime d'écoulement (9) Ecoulement avec bulles de gaz Support de Formation: EXP-PR-EQ010-FR Dernière Révision: 25/05/2007 Page 13 de 111 45 Les casings 46 Complétion en trou ouvert (10) 47 Exemples de Liners (Petro King China) 48 Une fois le puits foré et cuvelé (casings posés et cimentés) et la LCT consolidée ou pas,l’équipement nécessaire à la production est mise en place, c'est la complétion. Là Complétion simple avec casing perforé aussi, suivant les caractéristiques du puits il en existe plusieurs sortes. 4.3.4.1. La complétion simple Figure 23: La complétion simple (9) 49  La complétion simple correspond à la mise en production d'un ou des plusieurs niveaux effluents dansde deux zo provenant le même tube et est composée principalement d'un tubing central production et d'un packer d’isolation différentes. de l’annulaire. Exploration & Production Complétion multiple avec casing perforé 4.3.4.2. La complétion sélective FigureÉquipements 24: La complétion sélective Le Puits Que ce ond à la mise en production d'un ou plusieurs niveaux soit en complétion sélective dans ouLaencomplétion sélective Figure 24: e principalement d'un tubing central et d'un packercomplétion d’isolation double, le rendement financier vis-à-vis de l'architecture puits est plus favorable que pour 4.3.4.3. La complétion double une complétion simple. ctive Dans ce type de complétion, le mélange des Ceci deuxest d'autant plus vrai que l'on s'oriente de plus Que ce effluents estsoit en complétion rendu impossiblesélective ou La 4.3.4.3. enencomplétion (incompatibilité plus vers des double forages en mer profonde et donc complétion double, compositionnelle), le rendement et c'est financier pourquoi ils sontquevis-à-vis l'on cherche à réduire le nombre de puits. produits de l'architecture puits est plus favorable séparément. que pour Dans ce type de complétion, le mélange des deux une complétion simple. La rendu effluents est complétion sélective impossible se différentie de la (incompatibilité La contrainte majeure de ce type de compositionnelle), est et c'est complétion complétion doublepourquoi par un ils sont produits mélange dans le tubing Ceci est d'autant l'encombrement plus vrai important desque l'on deux s'oriente séparément. tubings des de plus effluents (eux- provenant de deux zones de mêmesen plus vers des forages de diamètres enau réduits), mer profonde sein et donc différentes. production du casing que l'on cherche à réduire le nombre de puits. La contrainte majeure de ce type de complétion est rendant alors difficile toute intervention ou activation en gas lift. l'encombrement important des deux tubings (eux- La complétion sélective se différentie mêmesdedeladiamètres réduits), au sein du casing complétion double par un mélange dansalors rendant le tubing difficile toute intervention ou activation des effluents provenant de deux enzones de gas lift. Figure 24: La complétion sélective production différentes. Figure 25: La complétion double Support de Formation: Figure EXP-PR-EQ010-FR 24: La complétion sélective Figure 25: La complétion double 4.3.4.3. La complétion double Dernière Révision: 25/05/2007 Page 24 de 111(9) 50 Support de Formation: EXP-PR-EQ010-FR asurements and gas or liquid flow) to the annulus crack), and escaping fluid makes a hissing sound. ces (Fig. 1.11). When the fluid no longer hisses through the valve, the Surface choke’’ (i.e., a restriction in the flowline) is a pressure has been equalized, and then the master valve Equipements de surface du puits ce of equipment used to control the flow rate (Fig. 1.12). is opened wide. most flowing wells, the oil production rate is altered by 2. If there are no oil leaks, the operator cracks the next usting the choke size. The choke causes back-pressure downstream valve that is closed. Usually, this will be Tubing Pressure Gauge Wing Valve Flow Fitting Choke Arbre de Noël Tubing Head Master Valve Casing Valve Tubing Casing Pressure Gauge Tête de Puits Production Casing Uppermost Casing Head Intermediate Casing Lowermost Casing Head Surface Casing (1) 51 olonne de tubing et assure l’étanchéité de l’espace annulaire Tête de casing sing Head) pour soutenir la de la surface. La suspension qui la colonne de soudé sur. i utilisées pour diaires. Certains ipés de trois n et support casing (9) 52 duction et elle est utilisée dans les cas ou la pression du eur du trou de forage le demande. Tête de tubing oduction, une deuxième tête de casing est utilisée. e de tubing soutient e tubing est attachée la tête de tubing ing. Les fuites sont ts. re 38: Tête de tubing (9) 53 mas Tree – Xmas Tree) Arbre de Noël Vanne de curage Vanne de production Duse de production (choke) Fluides produits Vannes maîtresses (9) 54 ve – Crown Valve) Vannes et duse Exploration & Production de Noël et permet un accès vertical à l’intérieur Équipements normalement fermée Le Puits 4.4.2.5. Duse (Choke Valve) La plupart des arbres de Noël ont aussi une duse qui permet de régler le débit du puits. les. La fermer Avec cette duse, on peut contrôler le débit et donc augmenter la pression en amont de la vanne. ement mande. Si la duse n’est pas réglable, l’écoulement du fluide doit être arrêté pour pouvoir remplacer la duse. manière e, Figure 41: Choke Valve en 4.4.3. Têtes de puits sous-marines e latérale (9) Page 36 de 111 Vanne latérale Duse ou choke valve Le développement grandissant de l’exploitation des grands fonds a mis au 55 jour de nouvelles technologies, Installations de Surface 56 Principe des séparateurs à 3 phases 57 Pipeline 58 Correction TD 59 Correction TD 60  Correction TD PETROLEUM in the line. The back-press other restrictions in the flo hole flowing pressure. Incre pressure decreases the press the wellbore (pressure draw back-pressure in the wellb Wellhead from the reservoir. In some wells, chokes are of tubing strings. This cho head pressure and enhances of gas expansion in the tubi Surface Casing down-hole chokes minimize Intermediate Casing the well stream. A major dis chokes is that replacing a ch Cement Production Casing Certain procedures must Annulus well. Before opening, check as safety valves, fittings, an heater must be lit before the Wellbore Tubing sary because the pressure d fluid and may cause gas hy out. A gas burner keeps the Bottom-hole Choke hot. Fluid from the well is ca The choke is installed in th Packer both before and after it fl upstream heating helps melt Casing Perforation in the producing fluid. The Reservoir hydrates and paraffins from Oil Reservoir Surface vessels should61be The wing valves and their gauges allow access (for pressure 1. The operator barely opens the master valve (just a measurements and gas or liquid flow) to the annulus crack), and escaping fluid makes a hissing sound. spaces (Fig. 1.11). When the fluid no longer hisses through the valve, the Correction TD ‘‘Surface choke’’ (i.e., a restriction in the flowline) is a pressure has been equalized, and then the master valve piece of equipment used to control the flow rate (Fig. 1.12). is opened wide. In most flowing wells, the oil production rate is altered by 2. If there are no oil leaks, the operator cracks the next adjusting the choke size. The choke causes back-pressure downstream valve that is closed. Usually, this will be Tubing Pressure Gauge Wing Valve Flow Fitting Choke Tubing Head Master Valve Casing Valve Tubing Casing Pressure Gauge Production Casing Uppermost Casing Head Intermediate Casing Lowermost Casing Head Surface Casing 62