La présente invention concerne le domaine de l'exploitation pétrolière et notamment le domaine de la production de d'hydrocarbures assistée par une pompe installée au sein d'un puits.

Lors de l'exploitation d'un puits assisté, la production naturelle d'hydrocarbures liquides peut être insuffisante pour permettre une exploitation économiquement rentable du puits. Dans certaines situations, la production peut même être nulle.

De nombreuses méthodes existent afin d'améliorer la production de ces puits d'hydrocarbures comme l'injection de gaz dans la colonne montante afin de l'alléger (technique dite du « gas lift » en anglais).

Il est également possible d'installer des pompes (soit en surface, soit de manière immergée dans le puits).

Il est utile d'extraire du puits les hydrocarbures liquides produits mais aussi le gaz de production, même si initialement celui-ci n'était pas un objectif de production. En effet, si celui-ci n'est pas extrait, il peut faire monter en pression le puits et altérer le fonctionnement de la pompe (durée de vie ou efficacité). Il est, bien sûr, possible de laisser remonter librement le gaz de production au sein du puits (par exemple à travers un espace annulaire) mais ce gaz peut mettre en danger l'intégrité de certaines parties du puits non H2S-service (ex. le gaz H ₂ S peut réagir avec certains métaux et engendrer une corrosion par fissuration).

Il est aussi possible de prévoir des pompes permettant de pomper des mélanges de gaz et de liquides. Néanmoins, ces pompes peuvent avoir des difficultés de fonctionnement si la proportion volumique de gaz par rapport au volume total (ou GVF pour en anglais « gas volume fraction ») pompé dépasse un certain seuil même de façon très temporaire. Ces situations peuvent notamment survenir en cas d'apparition de bouchons de gaz lors de la production d'hydrocarbures. L'arrivée massive de gaz à l'aspiration de la pompe peut entraîner des dysfonctionnements de la pompe avec endommagement accéléré et un arrêt mécanique de celle-ci suite aux manques répétés de lubrification ou périodes prolongées de non-débit du fait de blocage dû au gaz (ou « gas lock » en anglais ».

De tels systèmes ne sont pas exempts de défauts comme évoqués ci-dessus. La présente invention vient améliorer la situation.

A cet effet, la présente invention propose un dispositif d'évacuation sans passer par la pompe et permettant une évacuation simple et peu coûteuse des gaz notamment en cas de production combinée de gaz et de liquides.

La présente invention vise alors un dispositif d'évacuation de fluides gazeux et liquides apte à être positionné dans un puits de production d'hydrocarbures, le puits comportant une tête de puits et un fond de puits, dans lequel le dispositif comprend :

- un tube d'évacuation, une extrémité dudit tube étant apte à être connectée à une pompe positionnée dans le puits d'extraction pour le pompage au moins de liquide ; - un isolant en contact avec le tube et apte à bloquer un écoulement de fluide gazeux contenu entre une paroi du tube et une paroi du puits, d'un premier espace formé entre l'isolant et le fond de puits vers un deuxième espace formé entre l'isolant et la tête de puits ;

- au moins une première ouverture réalisée à une cote d'ouverture sur une paroi dudit tube apte à permettre une circulation d'un gaz dudit premier espace dans ledit tube ;

- au moins une première vanne équipant la au moins première ouverture, la vanne étant apte à bloquer un fluide circulant dans ledit tube vers le premier espace. II est possible de désigner le premier espace comme étant l'espace annulaire inférieur en dessous de l'isolant (ou « en partie basse ») et le deuxième espace comme étant l'espace annulaire supérieur au-dessus de l'isolant (ou « en partie haute ») L'ouverture réalisée dans le tube permet au gaz présent dans le premier espace d'être injecté dans le tube et ainsi lui permettre d'être extrait en même temps que les hydrocarbures liquides circulant dans le tube d'évacuation, mais sans transiter par la pompe. Par ailleurs, cette injection permet de limiter la formation d'hydrates sur l'évacuation du gaz, notamment lorsque l'environnement proche de la tête de puits est froid (ex. puits en milieu polaire), en permettant au gaz de venir au contact des hydrocarbures liquides et de le réchauffer.

L'isolant est plus souvent appelé « packer » (terminologie d'origine anglaise). L'isolant peut être un anneau circulaire dont la surface intérieure est en contact avec le tube (ou « tubing » en anglais) et dont la surface extérieure est apte à être en contact avec les parois du puits (ou « casing » en anglais). Ces contacts peuvent être des contacts étanches.

On entend par « une vanne équipant une ouverture », le fait que la vanne est apte à contrôler le flux de fluide au travers de l'ouverture.

Pour que l'injection du gaz se passe correctement, il est utile que la pression dans l'espace annulaire (i.e. à l'extérieur du tube) soit supérieure à la pression dans le tube au niveau de cette ouverture : ces conditions sont obtenues par des conditions opératoires appropriées.

Bien entendu, si la première pression peut être supérieure à une deuxième pression dans ledit tube à un instant donné, cela ne signifie pas que la première pression soit toujours être supérieure à la deuxième pression à chaque instant. En effet, il peut arriver que la deuxième pression soit, par exemple, occasionnellement supérieure à la première pression en fonction des conditions d'exploitation du puits (ex. survenance de bouchons de gaz, démarrage ou arrêt de la pompe, etc.).

Par ailleurs, s'il n'existe aucune cote en dessous de l'isolant pour lequel la première pression est supérieure à la deuxième pression, la vanne (par exemple, anti-retour) permet de continuer à produire les liquides et accumuler les gaz dans l'espace annulaire entraînant la montée en pression le premier espace (du fait de la production naturelle de gaz par le puits). Dans un mode de réalisation, le dispositif peut comporter au moins une deuxième ouverture réalisée sur une paroi dudit tube apte à permettre une circulation d'un gaz dudit premier espace dans ledit tube, au moins une seconde vanne anti-retour étant montée sur la au moins une seconde ouverture, la au moins une seconde vanne anti-retour étant apte à bloquer un fluide présent dans ledit tube vers le premier espace.

La deuxième ouverture peut être située à une côte différente de ladite cote d'ouverture ou à ladite cote d'ouverture. Cette seconde ouverture munie de vanne anti-retour permet au dispositif de s'adapter au fonctionnement du puits. En effet, il peut être complexe de déterminer exactement la cote du tube à laquelle la pression s'équilibre sachant que celle-ci peut être variable. Ainsi, si plusieurs ouvertures munies de vannes sont réalisées sur le tube, à différentes cotes (ex. tous les 10m, sur les 100 derniers mètres avant l'isolant et en dessous de celui-ci), seules les vannes positionnées à une cote pour laquelle la pression à l'intérieur du tube est inférieure à la pression à l'extérieur du tube peuvent injecter. Cette pluralité d'ouverture permet donc une flexibilité accrue du dispositif.

Par ailleurs, si plusieurs vannes sont positionnées à une même cote, il est possible de choisir des vannes anti-retour de telle sorte que leurs caractéristiques d'ouvertures soient différentes (ex. la force nécessaire à appliquer sur la vanne pour que celle-ci s'ouvre). Ainsi, le nombre de vannes ouvertes à une même cote peut dépendre de la différence de pression entre l'intérieur et l'extérieur du tube : si cette différence est faible, seules certaines vannes s'ouvrent tandis que si cette différence est très importante, un plus grand nombre de vannes s'ouvrent. Dans un but d'optimisation, on peut piloter des vannes successives par commande hydraulique électrique ou électromagnétique.

Par ailleurs, la vanne est caractérisée par ses conditions d'ouverture et la section de passage (diamètre, forme, etc.) et il est alors possible de moduler ces paramètres afin de s'adapter aux modes de fonctionnement du puits en production (éventuellement en changeant la vanne, en ajoutant un tarage interne ou en modulant son ouverture à distance à partir de la surface).

La première vanne peut être avantageusement interchangeable depuis un intérieur du tube d'évacuation. Par exemple, il est en effet possible de monter cette vanne sur un mandrin (ou « mandrel » en anglais). Ainsi, si la deuxième pression est occasionnellement supérieure à la première pression, il est possible de limiter le retour de fluide d'hydrocarbures circulant dans le tube vers l'espace annulaire.

En descendant des outils depuis la tête de puits dans le tube d'évacuation, il peut être aisé de repêcher et changer la vanne pour effectuer une maintenance ou un ajustement de ces caractéristiques.

Le dispositif peut comporter en outre au moins un dispositif de séparation gaz- liquide connecté à une autre extrémité du tube (par exemple en surface) ou au moins un dispositif de séparation gaz-liquide placé en amont de la pompe (i.e. devant la zone d'aspiration de la pompe dans le puits).

La deuxième pression peut être déterminée en fonction au moins :

- d'une distance à la connexion du tube à ladite pompe ; - d'une caractéristique d'évolution de pression d'un fluide d'exploitation ;

- d'une caractéristique de surpression de la pompe.

On appelle « distance à la connexion du tube à ladite pompe » la distance entre la cote d'ouverture d'une vanne et la connexion du tube à la pompe.

On appelle « caractéristique d'évolution de pression d'un fluide » un paramètre permettant d'estimer la variation de pression dans un tube, le long de celui-ci, par exemple pour un déplacement vertical Δζ. Ce paramètre peut représenter les variations de pressions hydrostatiques du fluide Az. p. g avec g la constante gravitationnelle et p la masse volumique du fluide. En complément ou en variante, ce paramètre peut affecté par les variations de vitesses et de pressions hydrodynamiques du fluide qui induisent par exemple un glissement entre phases et donc une masse volumique équivalente variable d'où la difficulté (i.e. liées à la mise en déplacement du fluide, aux frottements, etc.).

On appelle « caractéristique de surpression de la pompe » la différence de pression entre la sortie de la pompe et l'entrée de la pompe.

Dans un mode de réalisation donné, la première pression peut être déterminée en fonction au moins :

- d'une distance à la connexion du tube à ladite pompe ;

- d'une distance à une interface gaz-liquide ;

- d'une caractéristique d'évolution de pression d'un fluide liquide d'exploitation ; - d'une caractéristique d'évolution de pression d'un fluide gazeux d'exploitation.

La mise en place d'un capteur de pression avec transmission en surface permettra d'ajuster les ouvertures de vannes pour optimiser la production et protéger la pompe pour incrémenter sa durée de vie.

Le dispositif peut comporter en outre, connecté à une autre extrémité du tube, un dispositif de séparation gaz-liquide.

Le plus souvent, ce dispositif de séparation peut être en surface afin d'obtenir un liquide déchargé du gaz injecté au niveau de l'ouverture.

L'isolant peut être positionné sur le tube de telle sorte qu'il permette qu'un gaz comportant de l'H ₂ S puisse circuler dans le premier espace sans endommager des parois dudit puits. Ainsi, il est possible de protéger les parois du puits ne supportant pas les gaz acides comme le H ₂ S en conservant un volume conséquent dans l'espace annulaire.

La présente invention vise aussi un système d'évacuation de fluides gazeux et liquides comportant :

- un puits de production d'hydrocarbures ;

- une pompe positionnée dans le puits de production ;

- une dispositif d'évacuation tel que décrit précédemment et positionné dans le puits de production ;

La pompe est alors connectée au tube d'évacuation dudit dispositif d'évacuation.

La cote d'injection peut être choisie la plus basse possible dans le cas où le débit gaz est peu variable permettant ainsi à réduire le besoin de puissance de la pompe notamment lorsqu'il y a peu de liquide produit. A l'inverse, si le débit gaz est variable, une côte d'injection haute évite un impact sur les pertes de charges dans le tubing et donc sur le fonctionnement de la pompe.

D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront encore à la lecture de la description qui va suivre. Celle-ci est purement illustrative et doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels :

- la figure 1 illustre une réalisation particulière d'un dispositif d'évacuation principalement de liquide de production dans un mode de réalisation de l'invention ;

- la figure 2a est une représentation d'une évolution de courbe de pression au sein du dispositif en fonction d'une profondeur ; - la figure 2b illustre une évolution temporelle de pression pour une profondeur donnée mais faible.

La figure 1 illustre une réalisation particulière de dispositif d'évacuation principalement de liquide de production dans un mode de réalisation de l'invention.

Lors de l'exploitation d'un puits 100, un puits éruptif peut progressivement se dépléter et perdre son caractère éruptif. Dès lors des méthodes d'extraction artificielle peuvent être mise en œuvre afin de remonter à la surface les hydrocarbures produits en sous-sol (i.e. passant au travers de la paroi du puits par les perforations ou les connexions du puits en fond du puits, flèche 104) mais ne disposant pas de suffisamment d'énergie pour remonter de façon naturelle en régime permanent ou transitoire.

Pour pallier ces problèmes, il est possible d'installer en fond de puits (i.e. dans une zone naturellement immergée d'hydrocarbures) une pompe 102, par exemple une pompe centrifuge immergée.

Cette pompe 102 est connectée à un tube d'évacuation 101 permettant de faire remonter les hydrocarbures principalement liquides pompés vers la surface.

Afin d'éviter que cette pompe ne se retrouve bloquée ou soit endommagée en cas de présence de « bouchons de gaz » (i.e. brusque apparition de gaz au sein des hydrocarbures liquides), il est possible d'utiliser un système séparant le gaz du liquide avant la phase de pompage.

Il existe par ailleurs des impulseurs tolérant des teneurs en gaz très élevées (ex. impulseur de type POSEIDON) pouvant fonctionner avec une fraction volumique du gaz jusqu'à environ 100% (ou GVF pour « Gas Volume Fraction » en anglais). Les pompes immergées sont équipée d'un empilage de ces impulseurs en série et éventuellement d'impulsuers d'autre type (ex. pompes immergées de type POSEIDON). Néanmoins, l'arrivée massive de gaz à l'aspiration dece type de pompes (ex. fraction volumique du gaz dépassant 60%) peut entraîner des dysfonctionnements de la pompe et un arrêt mécanique de celle-ci suite aux manques répétés de lubrification et une élévation de pression insuffisante. Ainsi les liquides (i.e. les hydrocarbures) sont aspirés dans la pompe (flèche 105) pour être remontés à la surface (flèche 107) tandis que le gaz produit (i.e. passant par les perforations ou les connexions du puitsl 03) remonte dans le puits (flèches 106, 108) dans l'espace annulaire formé par les parois du puits 100p et les parois du tube d'évacuation 101 .

Il est possible de faire remonter ce gaz par l'espace annulaire jusqu'à la surface (cote z ₀ ) mais ce procédé présente des inconvénients. En effet, il est nécessaire de prévoir des ouvertures et/ou des vannes sur l'isolant 109 (ou « packer » en anglais) afin que le gaz puisse circuler. La présence de ces ouvertures et/ou vannes complexifie grandement les dispositifs de sécurité mis en œuvre en tête de puits 10Ot (par exemple des SCSSV ou « surface-controlled subsurface safety valve » en anglais).

Par ailleurs, il est possible que certaines parties du puits présentent une architecture dite « casing non H ₂ S service ». Ce type d'architecture signifie que certaines parois du puits (i.e. le « casing » en anglais) peuvent être endommagées ou fragilisées par la circulation ou la présence de sulfure d'hydrogène : le sulfure d'hydrogène peut, en effet, endommager certains métaux par fissuration. Les parties du puits « casing non H ₂ S service » sont parfois en tête de puits, localisées sur quelques dizaines de mètres (50 m environ). Ainsi, il est avantageux de ne pas faire circuler de gaz dans les derniers mètres du puits afin de préserver l'intégrité de ses parois. Il serait possible de prévoir un tube spécial s'étendant dans l'espace annulaire de l'isolant 109 à la surface et adapté à une circulation de gaz comportant du H ₂ S mais ce tube peut rendre coûteux et complexe les dispositifs de sécurité en tête de puits et les opérations d'intervention sur le puits nécessitant des moyens lourds (« work-over » en anglais).

Avoir une sortie annulaire spécifique en surface complexifie la tête de puits, augmente les besoins en barrière de sécurité et induit des risques de formation d'hydrates.

Ainsi, une ou plusieurs ouverture(s) est (sont) réalisées dans tube d'évacuation 101 en dessous de l'isolant 109 et une ou plusieurs vanne(s) 1 1 1 est (sont) installée(s) : cette vanne peut être une vanne de type « gas-lift » car ce type de vanne est éprouvé dans ce type de situations et permet un montage simple, configurable et peu coûteux. De plus, ces vannes peuvent être montées sur un mandrin afin de pouvoir les interchanger facilement et éventuellement adapter leur ouverture en fonction du fonctionnement du puits. Cette vanne permet éventuellement le passage du gaz entre l'espace annulaire vers le tube d'évacuation lorsque la pression dans l'espace annulaire au niveau de cette vanne est supérieure à la pression dans le tube d'évacuation 101 au niveau de cette vanne. Le passage du gaz peut être conditionné également par une pression d'activation liée aux caractéristiques de la vanne ou une commande hydraulique ou électrique commandée depuis la surface. Il est possible de connecter à cette ouverture un tube s'étendant jusqu'à la surface. Néanmoins, il peut être avantageux de ne prévoir aucun tube : le gaz de production se mélange aux hydrocarbures principalement liquides au niveau de cette vanne et remonte dans le tube d'extraction avec l'effluent liquide (sous forme dissoute ou sous forme de bulles). Ainsi, le dispositif reste simple et peu coûteux à mettre en œuvre ou à maintenir en état. Il est alors possible de réaliser une séparation du gaz (flèche 1 13) et du liquide (i.e. les hydrocarbures, flèche 1 14) en surface, au niveau de la tête de puits par exemple.

Il est possible de prévoir plusieurs vannes (1 1 1 , 1 12) le long du tube 101 . En effet, il peut être efficace de réinjecter le gaz le plus bas possible dans le tube de production. Cependant, il est complexe de connaître la cote exacte de réinjection possible, sachant que celle-ci peut être variable lorsque le puits est en cours d'exploitation (i.e. lorsque les hydrocarbures sont remontées depuis le fond du puits 10Of). En effet, cette côte de réinjection nécessite que la pression dans l'espace annulaire à une cote donnée soit supérieure à la pression dans le tube d'évacuation 101 à cette même cote : la pression à une cote donnée peut dépendre des caractéristiques propres à la pompe mais également peut varier en fonction du temps (notamment en cas de déplétion du puits).

Il est également possible de prévoir plusieurs vannes proches verticalement (i.e. dans un intervalle de cote prédéterminé). Ceci permet d'augmenter la section de passage au-delà du diamètre maximum des orifices pour un mandrin donné ou de faire varier la section de passage en ouvrant lorsque nécessaire la ou les autres vanne(s) : si la pression augmente fortement et/ou brutalement dans l'espace annulaire, le nombre de vannes ouvertes (i.e. permettant de réduire la pression) peut augmenter significativement.

De plus, le positionnement de l'isolant 109 à une cote z _nc proche de la tête de puits 1 0Ot permet d'augmenter le volume gazeux de l'espace annulaire. Ceci permet d'éviter des à-coups de pressions en cas de survenance de bouchons de gaz : le volume de l'espace annulaire permet une grande inertie de cet espace et limite les variations de pressions en cas de variation de débit. Cette réinjection en position haute permet de limiter la « submergeance » (i.e. hauteur de liquide au-dessus de l'aspiration de pompe dans l'espace annulaire) donc de diminuer la pression de fond et augmenter le débit.

Avantageusement, l'injection du gaz de production dans les hydrocarbures permet de limiter la formation d'hydrates, notamment si le puits est un puits sous-marin ou un puits foré en zone froide. En effet, les hydrocarbures sont relativement chauds et évitent un refroidissement trop important du gaz de production.

La figure 2a est une représentation schématique 200 d'une évolution de courbe de pression au sein du dispositif en fonction d'une profondeur.

On appelle « pression de production » PPROD la pression à la cote Z _PRO D (i.e. à la cote des perforations ou les connexions du puits 1 03). Bien entendu, à partir de la cote ZPROD (point 201 ), la pression diminue en remontant dans la paroi du puits jusqu'à l'interface entre les liquides et les gaz (cote Z|, point 205), hors du tube d'évacuation : la pente de ce segment [201 -205] correspond sensiblement à la variation de pression hydrostatique des liquides présents en fond de puits (les liquides étant sensiblement statique). Bien entendu, au-dessus de la cote z (point 205) et jusqu'à l'isolant (i.e. la cote ZNC, point 207), la pression diminue également mais plus doucement. En effet, la pente du segment [205-207] correspond sensiblement à la variation de pression hydrostatique du gaz de production (auquel s'ajoute éventuellement une composante de variation hydrodynamique liée aux frottements du fluide en déplacement au sein de l'espace annulaire). A la cote z _P i jusqu'à la cote z _P2 , se trouve la pompe 102. La pression en entrée de pompe est la pression P _E p au point 202 de la figure 2a. La pression en sortie de pompe est la pression P _S p au point 203 tel que PSP = PEP + ΔΡ avec ΔΡ une surpression liée au pompage (i.e. caractéristique de surpression de la pompe). La pression dans le tube d'évacuation est représentée par la demi-droite [203-206). La pente de cette demi-droite correspond sensiblement à la variation de pression hydrostatique des liquides présents dans le tube d'évacuation 1 01 (auquel s'ajoute éventuellement une composante de variation hydrodynamique liée aux frottements du fluide en déplacement au sein du tube 101 ). La demi-droite [203-206) et le segment [205-207] se croisent au point 206, point d'équilibre entre les pressions au sein du tube d'évacuation 1 01 et à l'extérieur de celui-ci (dans l'espace annulaire). Ainsi, la pression dans l'espace annulaire au- dessus de la cote z _E et jusqu'à la cote z _NC est supérieure à la pression dans le tube 1 01 pour la même cote. Si une vanne 1 1 1 de type « gas-lift » est installé sur la paroi du tube à une cote comprise dans l'intervalle [z _{E ;} z _N c], cette vanne 1 1 1 peut réinjecter le gaz au sein du tube 1 01 .

Afin de déterminer la cote z _E (ou une estimation de cette cote z _E ), il est possible de résoudre l'équation suivante :

( ^z _/ ^— ·¾)■ dPs-uq + (¾— Zj) . (dP _s _ _gaz + dP _D _ _gaz )

= -ΔΡ + (z _E - z _P2 ). (dP _s _ _liq + dP _D _ _Uq ) avec dP _s _ _Uq la masse volumique des liquides présents dans l'espace annulaire multipliée par la constante g de gravité, dP _s _ _gaz la masse volumique des gaz de production présents dans l'espace annulaire multipliée par la constante g de gravité, dP _D -gaz une composante dynamique de pression du gaz fonction de la vitesse de déplacement du gaz de production dans l'espace annulaire et de caractéristiques de cet espace annulaire (forme, dimension, rugosité des parois, etc.), dP _D _ _Uq une composante dynamique de pression du liquide en déplacement dans le tube d'évacuation fonction de la vitesse de déplacement de ce liquide dans le tube et de caractéristiques de ce tube (forme, dimension, rugosité des parois, etc.). Il est possible d'approximer encore cette formule en considérant que les composante dynamique de pression sont nulles ou négligeables.

L'équation ci-dessus fait l'approximation que la hauteur de la pompe est faible devant la hauteur (z _E - z _P2 ) et donc que AP ₁ (différence de pression entre le point 202 et le point 204) est faible. Néanmoins, il est possible de prendre en compte la hauteur de la pompe avec la formule suivante :

( ^Z / ^{— Z} PI)- dPs-uq + (¾— Zj) . (dP _s _ _gaz + dP _D _ _gaz )

= -ΔΡ + (z _E - z _P2 ). (dP _s _ _liq + dP _D _ _Uq )

Bien entendu, la présente figure 2a ne respecte pas les échelles et les proportions des différentes cotes ou pressions.

En pratique, la cote d'interface zi est très proche de la cote de production et la surpression de la pompe est relativement importante par rapport à la variation de pression hydrostatique du gaz dans l'espace annulaire (pente de la droite (205,206)).

La figure 2b illustre une évolution temporelle de pression pour une profondeur donnée. La représentation de pressions telle que présentée en relation avec la Figure 2a ne présente pas les variations temporelle de la pression. En effet, la pression peut évoluer du fait de la déplétion du réservoir et du fait de la présence de bouchons de gaz.

La courbe 21 0 présente la variation de pression au sein de l'espace annulaire du dispositif présenté précédemment à une cote z _x.

La courbe 21 1 présente la variation de pression au sein du tube d'évacuation 1 01 à la même cote z _x.

A cette cote z _x , la pression de la courbe 210 est majoritairement supérieure à la pression de la courbe 21 1 (sauf durant les périodes de temps [t-ι , t ₂ ] [t ₃ , t ₄ ] et [t ₅ , t ₆ ]). Il est possible de déterminer ainsi une proportion de temps moyenne durant laquelle la pression 21 0 est supérieure à la pression 21 1 (par exemple, en réalisant la détermination sur une période de temps de 3h ou d'une journée). Si cette proportion déterminée est supérieure à un seuil prédéterminé, il est possible de considérer que la cote z _x est supérieure à la cote z _E . Par exemple, ce seuil prédéterminé peut être égal à 50%, 80% ou à 90%.

Bien entendu, la présente invention ne se limite pas aux formes de réalisation décrites ci-avant à titre d'exemples ; elle s'étend à d'autres variantes.

D'autres réalisations sont possibles.

Par exemple, le tube d'évacuation est décrit comme étant centré dans puits formant ainsi un espace annulaire autour de ce tube. Il est également possible que ce tube ne soit pas centré dans le puits, « l'espace annulaire » étant alors abusivement appelée ainsi.

Par ailleurs, les modes de réalisation présentent des puits d'exploitation d'hydrocarbures mais les dispositifs et systèmes présentées ne se limitent pas à ce mode de réalisation. En effet, il est possible d'utiliser ces systèmes ou dispositifs dans tout puits (ou plus généralement toute cavité) produisant simultanément du gaz et du liquide.

Par ailleurs, la séparation de fond peut être partielle, c'est-à-dire l'effluent liquide peut contenir du gaz et l'effluent gazeux peut entraîner du liquide selon les conditions opératoires.