Le Puits Eruptif [PDF]

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LE PROCESS LE PUITS

SUPPORT DE FORMATION Cours EXP-PR-PR020 Révision 0.2

Exploration & Production Le Process Le Puits

LE PROCESS LE PUITS SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................6 2. LES FONCTIONS DES PUITS ........................................................................................7 2.1. INTRODUCTION.......................................................................................................7 2.2. LES FONCTIONS .....................................................................................................7 2.3. L’EFFLUENT .............................................................................................................8 2.3.1. Description compositionnelle ..............................................................................8 2.3.2. Enveloppe de phase ...........................................................................................9 2.3.3. Éléments indésirables.......................................................................................10 2.4. EXERCICES ...........................................................................................................11 3. FONCTIONNEMENT DES PUITS .................................................................................12 3.1. NOTIONS DE BASE ...............................................................................................12 3.1.1. Point de bulle ....................................................................................................12 3.1.2. Viscosité ...........................................................................................................13 3.1.3. Rapport gaz-huile (GOR – Gas Oil Ratio en anglais) .......................................13 3.2. FONCTIONNEMENT PUITS PRODUCTEUR.........................................................14 3.2.1. Réservoirs ........................................................................................................14 3.2.1.1. Réservoirs à drainage par expansion des gaz ...........................................14 3.2.1.2. Réservoir à déplacement par poussée d’eau .............................................15 3.2.2. Pression............................................................................................................16 3.2.2.1. Pression de fond ........................................................................................16 3.2.2.2. Pression de puits........................................................................................18 3.2.3. Débit .................................................................................................................20 3.2.3.1. Débit d’un puits ..........................................................................................20 3.2.3.2. L’écoulement dans un réservoir .................................................................21 3.2.3.3. L’écoulement dans le trou de forage ..........................................................23 3.2.3.4. Types d’écoulement à bulles de gaz ..........................................................26 3.2.3.5. Vitesse d’écoulement .................................................................................28 3.2.3.6. Écoulement intermittent .............................................................................29 3.2.4. Production par bouchon....................................................................................30 3.2.4.1. ....................................................................................................................30 3.2.4.2. Détection d’une production par bouchons ..................................................31 3.3. FONCTIONNEMENT D’UN PUITS INJECTEUR ....................................................34 3.4. EXERCICES ...........................................................................................................37 4. LES DIFFERENTS TYPES DE PUITS ..........................................................................39 4.1. Différents types de puits en fonction de leur usage.................................................39 4.1.1. Les puits PRODUCTEURS...............................................................................39 4.1.2. Les puits INJECTEURS ....................................................................................40 4.1.3. Les puits témoins..............................................................................................41 4.2. Puits producteurs Semi Eruptifs ou Non Eruptifs (Puits Activés).............................42 4.2.1. Le pompage centrifuge immergé (P.C.I.)..........................................................42 Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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4.2.2. Le gaz lift ..........................................................................................................44 4.2.2.1. Principe du gaz lift......................................................................................44 4.2.2.2. Utilisation du gaz lift ...................................................................................46 4.3. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES ..........................47 4.3.1. Choix d’une méthode d’activation .....................................................................47 4.3.2. Le gas-lift ..........................................................................................................50 4.3.3. Le pompage centrifuge immergé ......................................................................51 4.3.4. Le pompage à cavité progressive .....................................................................52 4.3.5. Le pompage aux tiges ......................................................................................53 4.4. EXERCICES ...........................................................................................................54 5. REPRESENTATION ET DONNEES DES PUITS ..........................................................56 5.1. REPRESENTATION SUR PFD (PROCESS FLOW DIAGRAM) .............................56 5.2. REPRESENTATION SUR P&ID..............................................................................58 5.3. SYSTEME NUMERIQUE DE CONTROLE ET DE COMMANDE............................61 5.4. EXERCICES ...........................................................................................................66 6. LE PUITS ET LE PROCESS .........................................................................................67 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE ..............................................................................67 7. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT .....................................................................69 7.1. MARCHE NORMALE ..............................................................................................69 7.1.1. Puits producteurs..............................................................................................69 7.1.1.1. Rappel sur la localisation du puits..............................................................69 7.1.1.2. Consignes d’exploitation des puits .............................................................70 7.1.2. Mesures et enregistrements .............................................................................77 7.1.2.1. Définitions ..................................................................................................77 7.1.2.2. Localisation ................................................................................................77 7.1.2.3. La tête de puits...........................................................................................78 7.1.2.4. Evacuation .................................................................................................78 7.1.2.5. Procédures.................................................................................................78 7.1.2.6. Quelles utilisations .....................................................................................79 7.1.2.7. Quels types d’enregistrement.....................................................................79 7.1.2.8. Relevés quotidiens.....................................................................................79 7.1.3. Test du puits .....................................................................................................80 7.1.3.1. Le séparateur de test .................................................................................81 7.1.3.2. Précautions avant et durant le test.............................................................82 7.1.4. Conclusion sur les mesures..............................................................................82 7.2. LE DEGORGEMENT DES PUITS...........................................................................84 7.2.1. Puits éruptif :.....................................................................................................84 7.2.2. Puits activé : .....................................................................................................84 7.2.3. Puits gas lifté ....................................................................................................84 7.2.4. Puits pompé par PCI.........................................................................................85 7.2.5. Injection de carbonate de soude.......................................................................85 7.3. MARCHE EN SECURITE........................................................................................87 7.3.1. Introduction .......................................................................................................87 7.3.2. Fonction logigramme de sécurité d’un puits .....................................................87 7.3.3. Fonction Test de fonctionnement et Test d’étanchéité .....................................98 7.3.4. Fonction suivi des espaces annulaires ...........................................................101 7.4. CAPACITES MAXI / MINI......................................................................................102 7.4.1. Le séparateur de test......................................................................................103 Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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7.4.2. Test du puits ...................................................................................................104 7.4.3. Précautions avant et durant le test .................................................................104 7.5. EXERCICES .........................................................................................................106 8. CONDUITE DES PUITS ..............................................................................................109 8.1. DESCRIPTION DES OPERATIONS DE CONDUITE DE PUITS ..........................109 8.2. LE WELL MONITORING.......................................................................................111 8.3. OUVERTURE D’UN PUITS POUR SA MISE EN PRODUCTION .........................113 8.3.1. Avant l’ouverture.............................................................................................113 8.3.2. Procédure d’ouverture ....................................................................................114 8.3.3. Considérations sur la vanne de duse..............................................................115 8.3.4. Procédure d’ouverture d’une SCSSV .............................................................115 8.3.5. Pertes de charge ............................................................................................116 8.4. MISE A DISPOSITION D’UN PUITS .....................................................................117 8.5. MAINTENANCE 1er DEGRE .................................................................................118 8.6. INTERVENTIONS SUR PUITS .............................................................................119 8.6.1. INTERVENTIONS LEGERES.........................................................................119 8.6.2. Interventions semi lourdes ..............................................................................123 8.6.2.1. Le Coiled Tubing ......................................................................................123 8.6.2.2. Le Snubbing .............................................................................................125 8.6.3. Interventions lourdes ......................................................................................126 8.7. MESURES DE FOND ...........................................................................................127 8.7.1. But des mesures.............................................................................................127 8.7.2. Types de mesures ..........................................................................................128 8.7.3. Mesures associées .........................................................................................129 8.7.4. Détermination des « Top sédiments » ............................................................131 8.7.5. Mesures de corrosion des tubings ..................................................................132 8.7.6. Mesures échométriques .................................................................................133 8.7.7. Mesures de débit et de pression.....................................................................135 8.8. ECHANTILLONAGE..............................................................................................138 8.8.1. Echantillonnage de fond .................................................................................138 8.8.2. Détermination des interfaces ..........................................................................139 8.9. STIMULATION DE PUITS PAR ACIDE ................................................................140 8.9.1. Endommagement de la formation...................................................................140 8.9.2. Récupération secondaire - Stimulation par injection d’acide ..........................141 8.9.3. Types d’acide généralement utilisés...............................................................142 8.9.4. Types d’additif.................................................................................................142 8.9.5. Billes Perf-Pac ................................................................................................143 8.9.6. Pénétration de l’acide .....................................................................................143 8.10. FRACTURATION DE PUITS...............................................................................144 8.10.1. Stimulation par fracture.................................................................................144 8.10.2. Agents de soutènement ................................................................................144 8.10.3. Fluides de fracturation ..................................................................................145 8.10.4. Additifs de fluide ...........................................................................................145 8.10.5. Mélange de fluides de fracturation................................................................145 8.10.6. Équipements utilisés pour la stimulation par fracture....................................146 8.11. PROCESS ASSOCIES – PRODUITS CHIMIQUES............................................147 8.12. EXERCICES .......................................................................................................165 9. TROUBLESHOOTING.................................................................................................167 Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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9.1. LES DEPOTS........................................................................................................167 9.1.1. Les dépôts minéraux ......................................................................................167 9.1.1.1. Les sulfates ..............................................................................................167 9.1.1.2. Les carbonates.........................................................................................168 9.1.1.3. Les savons de calcium .............................................................................169 9.1.2. Les dépôts organiques ...................................................................................169 9.1.2.1. Les paraffines...........................................................................................169 9.1.2.2. Les asphaltènes .......................................................................................170 9.2. EMULSION ...........................................................................................................171 9.3. LES HYDRATES ...................................................................................................172 9.4. LA CORROSION...................................................................................................175 9.5. LE CONING ..........................................................................................................177 9.5.1. Le coning gaz .................................................................................................177 9.5.2. Le coning eau .................................................................................................177 9.6. AUGMENTATION DU GAZ CAP...........................................................................179 9.7. MONTÉE DU CONTACT EAU HUILE...................................................................180 9.8. LA PRODUCTION DE SABLE ..............................................................................181 9.9. LE COLLAPSE ......................................................................................................183 9.9.1. Le Collapse Tubing.........................................................................................183 9.9.2. Collapse Casing..............................................................................................183 9.9.3. Solutions pour éviter le collapse : ...................................................................184 9.10. METHODOLOGIE DU TROUBLESHOOTING ....................................................185 9.11. RETOUR D’EXPERIENCE..................................................................................188 9.12. EXERCICES .......................................................................................................189 10. GLOSSAIRE ..............................................................................................................190 11. SOMMAIRE DES FIGURES ......................................................................................191 12. SOMMAIRE DES TABLES ........................................................................................195

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1. OBJECTIFS Le but de ce cours est de permettre une meilleure compréhension du puits, élément primordial du système de production, et principalement de son pocess, afin de répondre mieux aux contraintes imposées par la production et ce dans des conditions optimales.

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2. LES FONCTIONS DES PUITS 2.1. INTRODUCTION Un puits sert à mettre en liaison le fond à la surface. Il permet, principalement, de ramener l’effluent (mélange d’hydrocarbures et d’eau) du gisement aux installations de surface dans lesquelles il sera traité ultérieurement pour répondre aux spécifications commerciales. Il existe aussi des puits avec d’autres fonctions tel que : Les puits injecteurs Les puits « témoin »

2.2. LES FONCTIONS La représentation d’un puits est le plus souvent limitée à deux sous-ensembles élémentaires qui sont : Les équipements de fond du puits (les cuvelages ou « casing », la complétion(tubing, packer, accessoire de fond,…)) Les équipements puits de surface (tête de production ou « wellhead », arbre de Noël ou « christmas tree ») Toutefois, un puits fait partie d’un ensemble plus conséquent comprenant de nombreux autres domaines. S’étendant depuis le gisement jusqu’au centre de traitement en passant la liaison couche trou, la duse de production, le manifold de production ou encore la ligne de collecte.(le domaine puits allant plus spécifiquement de la liaison couche trou à la duse en tête de puits) Les seuls paramètres fixés (ou nœuds) sont la pression de gisement du côté amont, et la pression de séparation du côté aval (centre de traitement). Entre ces deux points, la pression est une fonction principale de l’effluent produit et du débit. Le but de ce cours est de permettre une meilleure compréhension de la conduite du puits, élément primordial du système de production, afin de répondre au mieux aux contraintes imposées par la production et ce dans les conditions optimales. Mais aussi, il est important de comprendre les besoins des autres services (tels que le Gisement) qui ont besoin des données récupérées par les producteurs pour optimiser la récupération des hydrocarbures en place et donc pour maintenir la production du champ. Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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2.3. L’EFFLUENT Que ce soit de l’huile, du gaz, de l’eau ou un mélange des trois, l’effluent se décompose en éléments carbonés simples (éthane, méthane, etc..) ainsi qu’en éléments spécifiques (N2, CO2, H2O, etc..). Chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, température critique, masse molaire etc..). Il est défini dans la composition globale par le pourcentage de sa quantité présente dans l’effluent Toutes ces variables sont déterminées en laboratoire et servent de base dans tous les calculs effectués par la suite (process, pertes de charges, etc ...), otamment pour le dimensionnement des équipements du puits Cette composition est inexploitable si on ne donne pas les conditions P et T = nécessaires pour définir l’enveloppe de phase. Cependant, l’effluent, composé d'un mélange d’hydrocarbures, est souvent accompagné d'eau et d’autres éléments indésirables qui seront aussi acteurs dans le dimensionnement.

2.3.1. Description compositionnelle L’hydrocarbure est décrit par des propriétés caractéristiques (masse volumique huile/gaz, viscosité) de même que par une enveloppe de phase résultant d'une analyse de ses constituants (C1, C2, etc., jusqu'à un mélange lourd décrit par ses propriétés et nommé C11+).

Figure 1: Exemple d'une composition d'effluent Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Cette description complète est utilisée surtout pour les gaz et les fluides légers. On notera que chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, température critique, masse molaire, etc.)

2.3.2. Enveloppe de phase Cette enveloppe de phase spécifie l’état (liquide/gaz) dans lequel est l’hydrocarbure en fonction de la pression et de la température du milieu où il se trouve (réservoir, fond du puits, surface).

Figure 2: Enveloppe de phase Dans la surface au dessus de la courbe : à gauche du point critique, l'effluent est monophasique liquide, à droite du point critique, il n’y a que du gaz. Dans la surface sous la courbe, il y a un mélange di-phasique de liquide et de gaz. Le cricondentherme est le point de température maximum de l'enveloppe diphasique. Le cricondenbar est le point de pression maximum de l'enveloppe diphasique. Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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La courbe de bulle est la partie de la courbe enveloppe de phase pour laquelle T TC. Elle représente les conditions P et T dans lesquelles la première goutte d’huile apparaît dans la phase gaz. L'origine de la description précise du fluide effluent est l'analyse PVT (Pression Volume Température) fournie par le laboratoire d'après un échantillon pris au fond du puits ou, selon le cas, recombiné à partir de prélèvements gaz à l’huile en surface.

2.3.3. Éléments indésirables Les éléments indésirables liés à l’effluent proprement dit tel que l’eau, l’H2S, le CO2, le sable, le mercure dans le gaz doivent être pris en compte dans le dimensionnement des puits et des installations de surface La combinaison de certains d’entres eux sous certaines conditions de pression et de température ont des effets indésirables et dommageables pour les installations pétrolières, notamment pour le puits (formation de dépôts, d’hydrates). Nous développerons ce sujet ultérieurement dans le cours.

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2.4. EXERCICES 1. Citer les 2 sous ensembles élémentaires qui composent un puits.

2. Qu’est-ce qu’une enveloppe de phase ?

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3. FONCTIONNEMENT DES PUITS Nous aborderons dans ce chapitre l’explication des phénomènes physiques simples que subit l’effluent d’un puits lorsqu’il est mis en production. Ceci est nécessaire pour un bon « pilotage » de puits. En effet, une méconnaissance de ce qui se passe « à l’intérieur » d’un puits peut mener à réduire grandement sa durée de vie et par là même à perdre de la capacité à produire. Pour les puits PRODUCTEURS, nous aborderons uniquement les puits dits ERUPTIFS. Pour les puits non ERUPTIFS (puits activés par gaslift ou par PCI), il faudra se reporter aux cours « process GL» et « process PCI ».

3.1. NOTIONS DE BASE 3.1.1. Point de bulle La pression et la température nécessaires à un gaz dans un liquide pour son passage à l’état de bulle constituent le point de bulle du fluide. Des bulles de gaz peuvent se former dans un liquide de deux manières : Par une application de chaleur suffisante. Par une réduction de pression. En d’autres termes, le passage d’un gaz contenu dans un liquide de l’état gazeux à l’état de bulle nécessite une élévation de température ou une diminution de pression dans certains rapports spécifiques à chaque fluide. Des échantillons de fluides de réservoir sont soumis à ce type d’essai afin d’établir leur point de bulle. Facteurs de variation des points de bulle : Le point de bulle d’un fluide est conditionné par la densité du fluide. Des mélanges de fluides distincts possèdent ensembles de pression et température de point de bulle différents. Les fluides contenus dans les différentes formations possèdent des points de bulle différents.

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Plus la température du fluide est élevée, plus celui-ci nécessite une pression élevée pour le maintien sous forme liquide des molécules. Ainsi, lorsque la température d’un liquide est très élevée, la pression du point de bulle du liquide est parallèlement très haute. Lorsque la pression du fluide devient inférieure à la pression du point de bulle, des bulles commencent à se former dans le liquide. Lorsque la pression de réservoir est supérieure au point de bulle du fluide à la température du réservoir, le gaz se maintient en solution. Lorsque la pression de réservoir devient inférieure au point de bulle, le gaz se sépare de l’huile.

3.1.2. Viscosité La viscosité d’un liquide correspond à l’appréciation de sa densité ; elle est déterminée par la grandeur de résistance du fluide à l’écoulement. Plus un liquide est visqueux, plus il résiste à l’écoulement. Un liquide de grande viscosité s’écoulera très lentement. Par exemple, la viscosité de l’huile est supérieure à celle de l’eau. Lorsqu’un gaz est dissous dans l’huile, celle-ci possède une viscosité ou une densité plus faible. De ce fait, l’huile possède une plus faible viscosité et s’écoule plus facilement. L’huile s’écoule plus facilement si elle contient un gaz dissous puisqu’elle présente une viscosité plus faible. Une viscosité plus faible signifie une résistance moindre à l’écoulement. Si le gaz est extrait d’un réservoir dès l’engagement de la période de production du puits, la pression de réservoir diminue rapidement. La récupération de l’huile sera donc optimisée par une lenteur de production maximum du gaz à l’intérieur du réservoir.

3.1.3. Rapport gaz-huile (GOR – Gas Oil Ratio en anglais) Le GOR est le rapport entre un volume donné de pétrole extrait et le volume de gaz qu'il contenait (habituellement en pieds cubes de gaz produit pour chaque baril d’huile). Un GOR croissant entraîne une production plus rapide du gaz de réservoir que de l’huile. La perte du gaz de réservoir réduit la pression de réservoir et ralentit l’écoulement. Afin de maximiser la récupération à partir d’un réservoir à drainage par expansion des gaz, le GOR du fluide en cours de production doit être maintenu constant le plus longtemps possible. La pression de réservoir chute progressivement au fur et à mesure de la production.

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3.2. FONCTIONNEMENT PUITS PRODUCTEUR 3.2.1. Réservoirs Un réservoir d’huile ou de gaz correspond à une formation de roches poreuses. Les fluides dans la formation en production sont piégés entre deux formations imperméables. Dans le réservoir, les fluides se séparent souvent en fonction de leur densité propre, ainsi le gaz s’élève au-dessus de l’huile et l’eau stagne en dessous de l’huile. L’huile, le gaz et l’eau piégés dans ces réservoirs ont subi des pressions et des réchauffements durant des millions d’années. Figure 3 : Réservoir d’huile 3.2.1.1. Réservoirs à drainage par expansion des gaz Il existe deux types de réservoirs à drainage par expansion des gaz: Expansion des gaz dissous. Expansion du « gas cap » (chapeau de gaz ou gaz libre). La production issue de gaz dissous dans l’huile est appelée drainage par expansion des gaz dissous. Dans un drainage par expansion des gaz dissous, le gaz de réservoir est maintenu en solution dans l’huile. Le gaz maintenu en solution est compressé et passe à l’état liquide. La production issue de la séparation des gaz au-dessus de l’huile est appelée drainage par expansion du gaz libre. Tandis que le gaz se dilate, sa pression diminue. Figure 4 : Réservoirs à drainage par expansion des gaz Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Dans les réservoirs à drainage par expansion de gaz, la pression de réservoir chute progressivement au cours de la production. Tandis que l’huile est extraite du réservoir, la pression exercée sur le gaz diminue. Dans un drainage par expansion des gaz dissous, les gaz atteignent l’état de bulle dans l’huile lors de la production du réservoir. Dans un drainage par expansion du gaz libre, le gaz occupe davantage d’espace dans le réservoir au fur et à mesure que huile est produite. Lors de la dilatation du gaz contre l’huile, celui-ci contribue à la poussée de l’huile à travers le réservoir et dans le trou de forage. La pression du gaz en expansion sur l’huile dans le réservoir entretient l’écoulement ou de la production. 3.2.1.2. Réservoir à déplacement par poussée d’eau Des réservoirs à déplacement par poussée d’eau (ou déplacement de l’huile par eau) sont actifs lorsque l’expansion et/ou la pression des eaux est suffisamment importante pour provoquer un flux. Leur production provient de l’expansion et/ou la pression des eaux situées sous l’huile. Dans un réservoir à déplacement par l’eau, les eaux stagnent sous l’huile puisqu’elles présentent une densité plus importante. L’expansion des eaux, quand la pression du reservoir diminue a cause de la production, déplace l’huile vers le haut du réservoir et dans le trou de forage. Figure 5 : Réservoir à déplacement de l’huile par l’eau Dans certains réservoirs, les eaux sont en communication continue avec la nappe phréatique. A travers cette communication, les eaux souterraines exercent une pression hydrostatique sur l’eau du réservoir. Plus le réservoir est profond, plus la pression hydrostatique est forte. Dans un réservoir actif de déplacement par poussée d’eau, la pression hydrostatique due à la communication des eaux souterraines contribue à maintenir une pression constante dans le réservoir. Figure 4 : Communication des eaux souterraines sous pression hydrostatique Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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La pression de réservoir est donc maintenue plus longtemps s’il existe une communication eaux souterraines vers le réservoir. Les réservoirs dont l’eau est sous pression hydrostatique par communication avec les eaux souterraines continuent à produire par la poussée active des eaux même après que l’essentiel du gaz de formation ait été éliminé.

3.2.2. Pression 3.2.2.1. Pression de fond La pression au niveau du fond d’un puits éruptif est appelée pression de fond (BHP pour Bottom Hole Pressure en anglais) en écoulement. Si un puits doit produire par écoulement naturel (on dit alors qu’il est éruptif), la BHP en écoulement doit être supérieure à la BHP hydrostatique. Si la pression totale au fond d’un trou ne correspond qu’à la pression de fond hydrostatique, le puits ne sera pas éruptif. L’huile est piégée dans des formations souterraines appelées réservoirs. Figure 5 : Réservoir d’huile Le réservoir peut également retenir des eaux salées et des gaz d’hydrocarbures. La pression du fluide piégé dans le réservoir relève de différents facteurs, citons en particulier : Le mode de formation du réservoir. La profondeur du réservoir. Les formations rocheuses au-dessus et aux alentours du réservoir. Des réservoirs différents présentent des fluides sous des pressions diverses.

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Un puits ouvre le réservoir vers une zone de basse pression au niveau de la surface de la terre. De nombreux puits présentent un écoulement continu des fluides en surface lors de leur ouverture. Un puits éruptif est un puits dont la production est assurée uniquement par la pression inhérente au fluide du réservoir. Si des pompes ou d’autres méthodes d’élévation artificielle sont nécessaires pour amener le fluide vers la surface, le puits n’est pas un puits de type éruptif. Le paramètre clé pour le débit est la différence entre la pression de gisement et la contre pression en fond de puits. Un fluide ascendant remontant vers la surface est soumit à la pression hydrostatique de son propre poids. La pression hydrostatique ralentit l’écoulement ascendant des fluides. Les pressions hydrostatiques sont indiquées pour un trou A et un trou B. Figure 6 : Pression de fond

À profondeur identique dans chacun des puits, la pression hydrostatique est identique lorsque la densité du fluide est la même. La pression hydrostatique dépend uniquement de la charge et de la densité des fluides dans le trou. Le puits entrera en production si la BHP en écoulement est supérieure à la BHP hydrostatique. La différence entre la BHP en écoulement et la BHP hydrostatique correspond à pression existante dans le réservoir. Figure 7 : Chute de pression dans un fluide en écoulement Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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3.2.2.2. Pression de puits Dans un réservoir, l’huile est piégée entre la roche poreuse, généralement entre une couche susjacente de gaz et une couche sous-jacente d’eau. L’huile remonte dans le trou par la pression du gaz situé au-dessus d’elle et la pression de l’eau située en dessous d’elle. L’eau dans la formation peut également s’avérer sous pression hydrostatique en raison d‘une communication avec une nappe phréatique susjacente. Les fluides du réservoir sont le plus souvent sous pression par expansion des gaz qu’ils contiennent et ceux situés au-dessus. Figure 8 : Pression de puits Les fluides en écoulement dans le trou sont également sous pression hydrostatique. La pression hydrostatique est due à la densité et la charge du fluide au dessus. Un fluide sous pression exerce une force sur l’ensemble des éléments rencontrés. Dans ce puits, la pression hydrostatique est identique en A comme en B. Le fluide au niveau du point B est uniquement en contact avec le fluide qui l’entoure. À n’importe quel niveau dans le puits, la pression hydrostatique est identique en tous points de ce niveau. La pression est également exercée dans toutes les directions. La pression hydrostatique la plus élevée se situe toujours au fond du trou et diminue en remontant le vers la surface. Néanmoins, quelque soit le point, la pression hydrostatique est supérieure si le fluide dans le trou présente une densité plus élevée. Figure 9 : Pression hydrostatique dans un puits La pression hydrostatique au fond est inférieure si le fluide se compose essentiellement de gaz.

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La proportion d’huile, de gaz et d’eau dans un puits est variable. La densité du mélange de fluides le sera également. Ceci signifie que la pression de fond (BHP) évolue. Le gaz dans le puits peut exister à l’état de bulle ou de gaz dissous. A un volume égal, une bulle de gaz pèse moins qu’un gaz dissous. Par conséquent, la pression hydrostatique est moindre lorsque l’essentiel du gaz présent dans le puits existe à l’état de bulles de gaz. Le taux de production dans certains puits éruptifs étant contrôlé par des duses, il peut exister une contre-pression dans les conduites en amont. Les puits éruptifs sont contrôlés par une duse au niveau de la surface ou par une duse placée dans le tubing. Les duses en surface comme celles en subsurface créent une contre-pression dans la conduite par réduction de la vitesse de l’écoulement en amont. La contre-pression exercée par les duses ou par d’autres réducteurs augmente la pression de fond en débit (BHP). Figure 10 : Duse de contrôle en surface

L’augmentation de la pression de fond en débit diminue la chute de pression du réservoir vers le trou. Par conséquent, une augmentation de la contre-pression dans le trou réduit débit depuis le réservoir. La contre-pression s’associe à la pression hydrostatique dans le trou et ces deux pressions contribuent à l’équilibre de la pression du réservoir. La pression de fond en débit est égale à la somme de toutes les contre pressions en aval (pression hydrostatique, pertes de charge, pression de traitement)

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3.2.3. Débit 3.2.3.1. Débit d’un puits Le débit d’un puits peut être accru par : Augmentation de la pression de réservoir. Améliorer la qualité de la liaison couche – trou (LCT) Diminution de la BHP hydrostatique. Utilisation d’une duse surdimensionnée. Le trajet du fluide dans le trou et dans la tête de puits suit le cheminement ci-dessous : Le fluide pénètre dans le trou par des perforations situées dans le casing de production et dans l’élément de casing. Le fluide s’élève dans le trou vers le fond de la colonne du production, où une fraction de celui-ci pénètre le tubing. Dans un trou découvert, le fluide peut également pénétrer l’espace annulaire du cuvelage - tubing. Au niveau de la tête de puits, le fluide dans le tubing s’élève en circulant par une ou deux têtes du cuvelage et par une tête de tubing. Le débit issu de l’espace annulaire du tubing est contrôlé par une vanne de cuvelage située dans la tête de tubing. Au-dessus de la tête de puits, le fluide dans le tubing transite par la vanne maîtresse dans un raccord en T, par une vanne latérale et par une duse de surface. Le débit peut être contrôlé à deux endroits dans le puits : au niveau d’une duse de fond placée dans la colonne de production ou au niveau d’une duse de surface placée dans l’arbre de noël. Les duses de surface comme celles de fond contrôlent le débit en diminuant le diamètre intérieur effectif du trajet d’écoulement. La production des puits éruptifs s’effectue à partir de la pression des fluides contenue dans le réservoir.

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3.2.3.2. L’écoulement dans un réservoir Les fluides dans un réservoir sont piégés dans les pores d’une formation réservoir. Dans ce réservoir, les fluides sont piégés dans une couche poreuse de grès. Figure 11 : L’écoulement dans un réservoir L’écoulement dans un réservoir résulte en partie de la nature des pores dans la roche réservoir. Les pores dans la roche sont plus larges et permettent une meilleure circulation dans le Réservoir A. Ainsi, le fluide circule plus facilement dans le Réservoir A que dans le Réservoir B. Si les pores dans la roche réservoir sont étroits et ne communiquent pas, le fluide pourra difficilement circuler dans le réservoir. Même dans un réservoir haute pression, l’écoulement peut être faible si la roche réservoir ne possède pas de larges pores communicants. Figure 12 : Pores dans des roches réservoir Il peut donc exister préalablement au forage une absence ou un écoulement faible dans le réservoir même avec des fluides sous haute pression. Si tous les fluides sont à pression identique, le fluide dans le réservoir ne subira pas de va-et-vient. Lorsqu’un forage est achevé et ouvert, une zone de basse pression apparaît dans le réservoir. Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Un puits ne sera pas éruptif si : La pression de surface et la pression de réservoir sont identiques. La pression du réservoir et la pression de fond sont identiques. Une puits sera éruptif s’il existe une différence de pression en tous points dans le réservoir et dans le trou. Le débit augmentera avec l’augmentation de la chute de pression. Lors de la production d’un puits, le fluide sort du réservoir et pénètre le trou. La pression dans le réservoir autour du trou diminue progressivement. La zone de basse pression à proximité du trou puise davantage de fluides au départ des zones de haute pression situées dans le réservoir. Figure 13 : Liaison couche-trou La partie du réservoir en contact avec le trou constitue la liaison couche-trou. Le fluide circule à travers de la liaison couche-trou du réservoir vers le trou. Le fluide ne circulera dans le trou que s’il existe une chute de pression au niveau de la liaison couche-trou. Plus la différence de pression sera importante, plus le débit sera haut. Lorsqu’un puits est fermé et qu’en conséquence l’écoulement cesse en surface, la pression s’égalise au niveau de la liaison couche-trou. La pression de réservoir et la pression de fond s’équilibrent progressivement après la fermeture du puits. Lorsque les pressions de réservoir commencent à s’égaliser, l’écoulement dans la réservoir ralentit. Si la pression de fond devient égale à la pression dans le réservoir à proximité de la liaison couche-trou, l’écoulement dans le trou cesse. Figure 14 : Pression dans le trou et dans le réservoir Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Le fluide circule depuis une zone de haute pression au fond du réservoir vers une zone de moyenne pression au niveau de la liaison couche-trou. Le fluide traverse ensuite la liaison couche-trou et atteint une zone de pression plus basse dans le trou, avant de remonter du fond du puits dans une zone de pression encore plus basse en surface. La chute de pression à travers la liaison couche-trou d’un puits éruptif affecte la production. Un écoulement permanent est obtenu lorsque la pression de réservoir à proximité de la liaison couche-trou reste plus élevée que la BHP d’écoulement. Le fluide circule depuis une zone de haute pression au fond du réservoir vers une zone de moyenne pression au niveau de la liaison couchetrou. Il poursuit son trajet à travers la liaison couche-trou vers une zone de basse pression dans le trou.

Figure 15 : Pression dans un réservoir Si l’écoulement dans le réservoir est lent, le fluide s’évacue de la liaison couche-trou plus rapidement qu’il n’arrive du réservoir. La pression de réservoir à proximité de la liaison couche-trou diminue alors, générant une diminution de la chute de pression à travers la liaison couche-trou. Cette chute de pression produit une réduction de l’écoulement à travers la liaison couchetrou. Alors que l’écoulement diminue à travers la liaison couche-trou , il peut se poursuivre dans le réservoir favorisant une nouvelle augmentation de pression au niveau de la liaison couche-trou. 3.2.3.3. L’écoulement dans le trou de forage La production d’un puits fermé est assuré en ouvrant les vannes au niveau de la tête de puits afin de permettre l’écoulement du fluide dans le tubing vers la surface. Au niveau de la tête de puits, l’espace annulaire est généralement maintenu en position fermée à l’aide de la vanne latérale du cuvelage (casing valve). Tant que cette vanne est fermée, le fluide est extrait du trou uniquement par le tubing. Une fois que le fluide a traversé la liaison couche-trou, il circule plus librement et sa pression diminue brutalement. Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Le trou comporte quelques ouvertures rétrécies limitant l’écoulement et une fois que le fluide a pénétré le tubing, sa vitesse varie de façon insignifiante. Figure 16 : L’écoulement dans le trou La pression exercée sur un fluide au fond d’un trou dépend de trois types de pression : Pression de réservoir. Pression hydrostatique. Contre-pression. Lors de l’évolution de ces pressions, la composition du fluide se modifie également. Par exemple, la pression hydrostatique dépend de la hauteur à laquelle le fluide se situe audessus du point de mesure. Tandis que le fluide s’élève dans le tubing, il est de moins en moins soumis à la pression hydrostatique comparativement aux fluides au dessus. Au niveau du réservoir, la proportion de gaz dissous dépend de la pression de réservoir. À des pressions élevées, une grande quantité du gaz contenu dans le fluide est maintenu en solution. Le gaz est libéré lorsque la pression exercée sur le fluide est inférieure au point de bulle. Pour un réservoir à huile, il existe deux principaux types d’écoulement dans le réservoir et le tubing: Écoulement liquide. Écoulement à bulles. Écoulement liquide L’écoulement liquide est un type d’écoulement dans lequel tout le gaz contenu dans un fluide est dissous dans le liquide. Celui-ci apparaît lorsque la pression du fluide est supérieure au point de bulle. En d’autres termes, si la pression dans le tubing est supérieure au point de bulle pendant tout le trajet du fluide vers la surface, la totalité du fluide reste sous la forme d’écoulement liquide.

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Écoulement à bulles L’écoulement à bulles apparaît lorsque la pression du fluide chute sous le point de bulle. Lorsque le fluide remonte dans le tubing, les pressions hydrostatiques diminuent et l’écoulement liquide peut se modifier et prendre la forme d’un écoulement à bulles. Tandis que le fluide est extrait du réservoir, la pression dans le réservoir à proximité de la liaison couche-trou peut chuter sous le point de bulle. Figure 17 : Passage d’un écoulement liquide à un écoulement à bulles Les bulles de gaz circulent ensuite dans le trou en même temps que le liquide. Lorsque le fluide traverse la liaison couche-trou et pénètrent dans le trou, la pression continue de diminuer et la formation des bulles s’accélère. Plus le fluide remonte le tubing, plus sa pression diminue et plus les bulles de gaz sont libérées. Si la pression dans le tubing est supérieure au point de bulle, y compris à sa surface, le fluide sera en écoulement liquide. Étant donné que les bulles de gaz plus légères occupent avantage d’espace dans le liquide, la densité du fluide dans le trou diminue, générant ainsi une diminution de la pression hydrostatique. La pression réduite permet une formation accrue de bulles dans le liquide et provoque à nouveau une diminution de la pression hydrostatique. La chute des pressions de trou sous le point de bulle entraîne : Une libération des bulles de gaz. Une diminution de la densité du fluide. Une diminution de la pression hydrostatique. Une modification de la pression hydrostatique et ainsi une libération accrue de bulles de gaz. Lorsque la pression du trou commence à chuter sous le point de bulle, les bulles de gaz formées sont plus petites. Leur taille augmente lorsque la pression diminue. L’augmentation de la taille des bulles de gaz est du au fait qu’une plus grande quantité de gaz dissout est libéré, et qu’il continue à se détendre. La libération et l’expansion du gaz dans le tubing augmentent le volume du mélange gazliquide au niveau de la tête de puits par rapport au volume pénétrant le trou depuis le réservoir.

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Afin d’obtenir un volume important de gaz et de liquide sortant du tubing, il doit s’écouler plus rapidement qu’il ne pénètre. L’écoulement à bulles est plus rapide au niveau de la tête de puits qu’au fond du puits.

3.2.3.4. Types d’écoulement à bulles de gaz Un gaz possédant une densité plus faible qu’un liquide, il s’élève plus rapidement qu’un liquide dans le trou. Les très petites bulles de gaz ont tendance à être retenues par les liquides dans lesquels elles baignent, par conséquent le gaz s’élève plus rapidement si les bulles sont plus grosses. Les grosses bulles sont plus légères que les petites bulles. Le gaz se dilatant dans un volume plus grand, sa densité diminue et les bulles s’élèvent plus rapidement dans le tubing. Les bulles de gaz grossissent lorsque la pression de tubing diminue. Des duses de fond sont souvent utilisées pour augmenter la production dans un puits éruptif à débit lent. Une chute de pression au niveau de la duse permet un plus grande libération du gaz dans le tubing. Ce gaz peut ainsi faciliter l’élévation du liquide vers la surface. Figure 18 : Types d’écoulement à bulles de gaz Le gaz est capable d’accélérer le déplacement du liquide si les bulles sont grosses puisque celles-ci sont plus légères. Il existe cinq types différents d’écoulement à bulles de gaz: Écoulement à bulles Écoulement en bouchons Écoulement annulaire Écoulement en brouillard Figure 19 : Écoulement à bulles

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Écoulement à bulles Dans un écoulement à bulles, une fraction des gaz dissous dans l’huile se sépare de la solution en formant de petites bulles. Jusqu’à un certain degré, ceci permet un écoulement plus rapide du puits. Écoulement en bouchons Un fluide présente en écoulement en bouchons si le gaz forme des poches aussi larges que le diamètre intérieur du tubing (DI). Un bouchon est une petite fraction de liquide piégée entre deux poches de gaz. Les poches de gaz d’élévation rapide élèvent les bouchons de liquide vers la surface. Avec un fluide s’écoulant en bouchons, le gaz contribue au maintien de la production dans le tubing. Figure 20 : Écoulement en bouchons Des cinq types d’écoulement à bulles de gaz, l’écoulement en bouchons est celui qui nécessite la pression de tubing la plus élevée. Pour obtenir en écoulement en bouchons dans un puits, une duse de fond peut être utilisée. Les duses de fond diminuent la pression de tubing en aval de la duse. Écoulement annulaire En présence de pressions plus faibles que celles observées avec un écoulement en bouchons, les poches de gaz éclatent à travers les bouchons de liquide. Le centre du tubing se remplit de gaz d’élévation rapide. Ceci correspond à un écoulement annulaire. Avec un écoulement annulaire, la majorité du liquide est poussée vers les parois du tubing. La friction entre le liquide et la paroi du tubing ralentit l’écoulement du liquide dans le tubing. Avec un écoulement annulaire, le gaz ne transporte que de petites gouttes de liquide dans le tubing. Figure 21 : Écoulement annulaire Avec un écoulement annulaire, le liquide s’écoule lentement en raison de la friction entre le liquide et les parois du tubing.

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Écoulement en brouillard Le fluide produit un écoulement en brouillard en présence de pressions extrêmement faibles. Avec un écoulement en brouillard, tout le tubing se remplit de gaz transportant de petites gouttelettes de liquide. La pression de tubing la plus faible pouvant mettre la conduite en écoulement à bulles donnera lieu à un écoulement en brouillard. En présence de pressions inférieures à la pression requise pour un écoulement en brouillard, il est possible que le tubing ne contienne que du gaz sec. Figure 22 : Écoulement en brouillard Avec un écoulement annulaire ou un écoulement en brouillard, des quantités importantes de gaz remontent à travers le liquide. La quantité de liquide remontant vers la surface du trou dépend du type d’écoulement du fluide dans le tubing. Le type d’écoulement dépend de la pression dans le tubing et des caractéristiques de fluide pénétrant le réservoir. L’essentiel du liquide remonte vers la surface en écoulement liquide. En l’absence de gaz dans le réservoir, tout l’écoulement correspondra donc à un écoulement liquide. 3.2.3.5. Vitesse d’écoulement Autrefois, les puits étaient mis en production sur toute la largeur du cuvelage de production. La vitesse d’écoulement était généralement inférieure à celle observée dans les installations de production modernes. À des vitesses plus lentes, les fluides se séparent plus facilement dans le trou. Par exemple, si on laisse un puits s’écouler à une vitesse lente, le gaz remonte plus rapidement que les liquides lors de la séparation des fluides. Le GOR augmente lors d’une production rapide de gaz. Et lorsque le GOR augmente, la pression de réservoir diminue rapidement. Lorsqu’il n’y a plus de gaz dans le réservoir, le fluide s’écoulant est composé d’huile et d‘eau provenant du réservoir. Avec des vitesses faibles d’écoulement, ces liquides peuvent également se séparer, l’huile, de densité inférieure, remontant alors au-dessus de l’eau dans le trou. Si la production d’huile est plus rapide que celle de l’eau, le trou risque de se charger en eau, de densité élevée. Lorsque le trou se charge en eau, la BHP hydrostatique augmente et l’écoulement peut être complètement interrompu.

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Afin d’éviter une séparation prématuré des fluides dans le trou : Maintenir une vitesse d’écoulement rapide. La vitesse peut être rapide en produisant par une tige de tubing. Maintenir une pression de tubing élevée. Utiliser des duses de surface. Les duses de surface appliquent une contrepression dans le tubing. Le type d’écoulement dans le tubing dépend des éléments suivants : La proximité entre la pression de réservoir et la liaison couche-trou. Les proportions relatives de gaz et de liquide contenues dans le fluide. La pression de fond dans le trou (relevant de la pression hydrostatique, de la pression de réservoir et de la contre-pression). Le débit dans le puits. La vitesse d’écoulement, qui dépend de la chute de pression et de la dimension du tubing. Les duses de surface évitent la séparation des fluides dans le trou car elles appliquent une contre-pression dans le tubing. Une séparation moindre est obtenue si la pression de tubing est maintenue élevée. 3.2.3.6. Écoulement intermittent Dans les phases initiales de production, un puits éruptif s’écoule de façon continue. La période d’écoulement continu dépend des éléments suivants : La quantité d’énergie ou de pression stockée dans le réservoir. Les moyens mis en place pour la conservation de l’énergie ou de la pression stockée. Une exploitation judicieuse permet de maintenir la pression de réservoir et de prolonger la période d’écoulement continu. Lors de la production du fluide du réservoir, la pression de réservoir diminue. Un écoulement intermittent apparaît lorsque les pressions de réservoir et de puits sont quasiment identiques. La majorité des puits présente un écoulement intermittent dans les dernières phases de leur durée d’exploitation.

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Un écoulement intermittent est la conséquence de fluctuations importantes du débit du puits, fluctuations provoquées par de légères évolutions de : Pression dans le trou. Pression au niveau de la liaison couche-trou. Proportions de gaz et de liquide dans le tubing. Un écoulement intermittent se caractérise par l’alternance de périodes d’écoulement de gaz et d’écoulement de fluide à intervalles réguliers. Des périodes sans écoulement peuvent également être observées. Avec un puits en écoulement intermittent, une tête correspond au pic régulièrement récurrent de production d’huile. Parfois des quantités modérées de liquide s’écoulent entre deux têtes. Si la pression de réservoir est extrêmement faible, l’écoulement du puits s’interrompt entre les têtes. La période d’écoulement continu dépend des moyens mis en place pour conserver l’énergie stockée.

3.2.4. Production par bouchon 3.2.4.1. Une production par bouchon apparaît lors d’interruption d’écoulement par suite de collecte de liquides lourds au fond du puits. L’écoulement reprend lorsque la pression de réservoir au niveau de la liaison couche-trou est suffisamment accumulée pour libérer davantage de gaz dans le trou. Une production par bouchon peut se produire dans un puits même en l’absence de gaz piégé dans l’espace annulaire. De nombreux puits se mettent à présenter une production par bouchon lors de la diminution de la pression de réservoir. Lors de la baisse des pressions de tubing, le gaz commence à se séparer et s’élève en traversant le liquide. L’huile s’écoule lentement et frotte le long de la paroi de tubing. À vitesse lente, des bulles de gaz se séparent du liquide à l’arrière et des poches de gaz de plus en plus larges se forment. Au niveau de la tête de puits, une large poche de gaz est libérée du tubing, elle s’accompagne d’un lourd bouchon d’huile. Ceci est désigné “production par bouchon " car un écoulement de gaz alterne avec un écoulement d’huile. En dernier lieu, les bouchons de liquide deviennent trop lourds pour permettre l’élévation du gaz et le liquide chute dans le tubing.

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Une colonne de liquide s’accumule au fond du trou et une quantité de gaz de plus en plus importante s’évacue du tubing. Le fluide alors présent dans le trou s’alourdit et la pression hydrostatique de fond augmente. L’écoulement dans le trou diminue et peut même cesser complètement. Après interruption de l’écoulement dans le trou, la pression de réservoir augmente progressivement à l’arrière de la liaison couche-trou. La pression au niveau de la liaison couche-trou s’accumule de telle sorte que l’écoulement dans le puits reprend. Il est à noter que le fluide de réservoir contient des gaz ainsi séparés et que la chute de pression au niveau de la liaison couchetrou libère encore davantage de gaz tandis que le fluide s’écoule dans le puits. Le gaz dans le puits réduit les pressions hydrostatiques de fond et ceci a pour conséquence de permettre l’introduction du fluide dans le trou à un taux plus rapide. L’accroissement de l’introduction du gaz dans le trou permet le chargement du puits. Figure 23 : Production par bouchon dans le tubing

3.2.4.2. Détection d’une production par bouchons Un puits en production par bouchon présente une période type. Une période de bouchon correspond à la durée de transit du fluide d’une tête à une autre. Elle peut s’étaler d’une heure à un jour. Figure 24 : Périodes de bouchons Au fur et à mesure de la production, la pression de réservoir diminue progressivement. Au fil du temps, la durée d’écoulement entre deux têtes augmente. La pression de réservoir diminuant, l’accumulation d’une pression suffisante permettant la reprise par un bouchon augmente. Tandis que la durée d’écoulement entre deux têtes augmente, la production totale d’huile diminue progressivement. Finalement, la pression insuffisante ne permet plus Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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d’écoulement intermittent ni continu. Il existe des méthodes artificielles permettant la remise du puits en production. Différents moyens permettent de déterminer si un puits présente des bouchons : Jauges Diagramme Sons Courbes du taux de production Jauges L’installation d’une jauge permet l’enregistrement des pressions maximales et minimales jusqu’au prochain contrôle. Lorsqu’un puits présente un bouchon, les lectures maximum et minimum diffèreront significativement. Si le manomètre du tubing est équipé de façon à enregistrer les pressions maximales et minimales, l’opérateur peut vérifier d’un simple coup d’œil si le puits présente un bouchon ou non. Figure 25 : Manomètres de tubing Diagramme Cette feuille de diagramme enregistre toutes les pressions dans le tubing. Cela permet un moyen de détection des bouchons. Une lecture de la feuille par l’opérateur permet de savoir si le puits présente un bouchons. Figure 26 : Feuille de diagramme

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Sons Les bouchons peuvent également être détectés par des variations sonores émises par le fluide lors de son écoulement dans les vannes et la robinetterie au niveau de la tête de puits. Un afflux de gaz et de liquide émet un son différent que celui correspondant à un écoulement permanent de fluide. Courbes de production La courbe de production d’un puits suit la courbe de pression de tubing. Une courbe de production mesure la quantité d’huile produite sur une certaine période. La quantité d’huile produite atteint un pic lorsque la pression de la tête de tubing est au point le plus élevé. Immédiatement après la sortie de l’afflux d’huile et de gaz du tubing, la pression de tubing diminue, la production décroît et l’écoulement peut même cesser complètement Figure 27 : Courbes du taux de production Lorsqu’un puits commence à présenter des jaillissements, sa production journalière décroît. Souvent, le premier signe de bouchon d’un puits est une baisse de la production journalière.

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3.3. FONCTIONNEMENT D’UN PUITS INJECTEUR Dans un gisement pétrolier, les fluides qui occupent les vides de roche ou "pores" : l'eau, l'huile ou le gaz, sont en équilibre statique sous l'action des forces de pression, de gravité et de capillarité. La mise en production, par l'intermédiaire de puits producteurs, induit un mouvement des fluides en place, qui se traduit par un transfert des pores vers la surface. Il apparaît alors des forces d'inertie (faibles) et de frottements visqueux. Ce mouvement des fluides nécessite des phénomènes physiques moteurs. Figure 28: Puits d'injection Les moteurs naturels, ou faisant potentiellement partie du gisement sont : les expansions monophasiques de la roche magasin et des fluides : gaz, huile sous-saturée, eau, accompagnant une baisse de pression, l'expansion des gaz dissous dans l'huile, si la pression devient inférieure au point de bulle, l'expansion d'un aquifère sous-jacent à l'accumulation, l'expansion d'un "gas cap", l'imbibition (l'eau chasse l'huile). Sauf dans le cas des gaz ou de la présence d'un aquifère actif (alimenté par l'extérieur), les taux de récupération naturelle obtenus sont faibles (20 à 25 %). De plus, la pression baissant, la production ralentit inexorablement. Si l'on peut aider les fluides à s'élever dans les tubings (activation par pompage ou gaslift), laisser se dépléter un gisement présente des inconvénients majeurs en termes de récupération. L'injection d'eau ou de gaz dans le gisement permet de "maintenir la pression". Il s'agit de récupération assistée parfois appelée récupération secondaire. Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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L'injection d'eau (prélevée dans une autre source que le gisement lui-même), ou la réinjection de l'eau associée au brut après séparation, constitue le procédé de récupération assistée le plus utilisé (80 % à 85 % de l'huile supplémentaire produite).

Figure 29: Cycle de l'eau L'injection d'eau sera le plus souvent décidée dans les cas suivants : gisement d'huile à faible énergie : huile sous-saturée, aquifère peu actif ou de volume négligeable, gisement d'huile peu perméable ou de grandes dimensions (écarts de pression trop importants), gisement d'huile de configuration géométrique telle que les entrées naturelles d'eau, laissent des zones importantes non balayées.

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But de l'injection d'eau : Optimiser la production et augmenter la récupération par : le maintien de pression, le balayage de l'huile en place.

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3.4. EXERCICES 3. Compression and heat cause the fluids in a reservoir to have stored pressure ‰ True ‰ False 4. Any well that requires a pump or another method of artificial lift to bring the fluid to the surface is called a flowing well ‰ True ‰ False 5. There is a higher hydrostatic pressure at the well bottom when the fluid is mostly composed of: ‰ Oil ‰ Gas 6. If the pressure in the production tubing is above bubble point, the fluid will be in bubble flow. ‰ True ‰ False 7. A surface choke causes the separation of fluids in the well-bore. ‰ True ‰ False

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8. A sign that the well may be heading is: ‰ A decrease in daily production ‰ Changes in the readings on the tubing pressure gauge ‰ Changes in the sounds of the fluids ‰ All of these 9. Quel est le but de l’injection d’eau?

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4. LES DIFFERENTS TYPES DE PUITS 4.1. Différents types de puits en fonction de leur usage Il existe différents types de puits :

4.1.1. Les puits PRODUCTEURS Ils véhiculent l’effluent du fond à la surface. L’effluent est traité puis exporté pour être vendu.

Puits Producteur HUILE / GAZ

Séparation Prod. / Test

Traitement Stabilisation

Stockage Export

Réservoir

Figure 30: Schéma typique puits producteur

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4.1.2. Les puits INJECTEURS Ils véhiculent l’effluent de la surface vers le fond. L’effluent, traité avant d’être injecté, aidera à récupérer les effluents (hydrocarbures) du réservoir qui seront véhiculés au travers des puits producteurs

Puits Injecteur EAU / GAZ

Pompage HP

Traitement EAU d’injection

EAU

Réseau Distribution Compression HP

Traitement GAZ d’injection

GAZ

Réservoir

Figure 31: Schéma typique puits injecteur

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4.1.3. Les puits témoins Ils ne véhiculent pas d’effluent mais permettent le contrôle de certains paramètres du réservoir.

Puits Témoins

Figure 32: Schéma typique puits témoins Surveillance Réservoir (pression ,niveau hydro)

Nous aborderons principalement dans ce cours la partie « PROCESS » des puits producteurs éruptifs et des puits injecteurs. L’aspect « process »des puits activés étant développé dans des documents spécifiques.

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Réservoir

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4.2. Puits producteurs Semi Eruptifs ou Non Eruptifs (Puits Activés) Un puits peut être activé pour produire plus mais surtout lorsque l'effluent n'a plus suffisamment d'énergie pour accéder à la surface dans les conditions fixées par le procédé. Les causes sont multiples mais on retiendra principalement la baisse de la pression statique du réservoir ou l'augmentation du BSW (pourcentage d’eau dans l’effluent) de manière importante par venue d'eau de formation ou d'eau d'injection. Les principaux moyens d'activation sont présentés ci-après :

Figure 33: Principaux moyens d'activation d'un puits

4.2.1. Le pompage centrifuge immergé (P.C.I.) L'énergie électrique est acheminée au moteur depuis la surface par un câble triphasé déroulé et fixé au tubing au fur et à mesure de la descente. Pour chaque étage, la pompe fournit au fluide à pomper une énergie sous forme de vitesse par l'intermédiaire de l'impulseur qui tourne à environ 2900 Tr/mn pour une alimentation électrique en 50 Hz. Cette énergie cinétique est transformée en énergie potentielle dans le diffuseur. La hauteur de refoulement fournie par un étage dépend du diamètre de l'ensemble et de la géométrie de l'impulseur et du diffuseur. Elle est indépendante de la densité du fluide pompé. Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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En cas de défaillance sur l'unité de fond, il convient de remonter l'ensemble tubing-pompe pour réparation. Ce procédé d'activation supporte mal la présence de sable et de gaz. 300°F est une limite pour le matériel standard.

Figure 34: Schéma général d'une pompe centrifuge immergée Les pompes centrifuges sont en principe destinées à aborder des fluides monophasiques. Support de Formation: EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Il n'empêche qu'elles sont souvent utilisées dans des conditions où du gaz libre est présent à leurs ouies d'aspiration. Pour limiter le gaz libre passant dans la pompe, l'industrie met à l'heure actuelle à la disposition des producteurs des séparateurs de gaz, essentiellement de 2 types : statique ou "reverse flow" dynamique (centrifuge separator) De plus, une partie du gaz libre se présentant à la hauteur de l'unité de pompage n'entre pas dans le séparateur mais est directement évacué par l'annulaire casing x tubing. Il permet d'atteindre unepression de fond inférieure à celle que l'on peut obtenir en gas lift .

4.2.2. Le gaz lift 4.2.2.1. Principe du gaz lift La densité du gaz, même en pression, est sensiblement plus faible que celle d'un liquide. Le gas-lift consiste à injecter du gaz dans le tubing pour alléger la colonne et réduire la pression de fond en débit. Cette réduction de pression de fond permet d'augmenter le débit selon les caractéristiques du réservoir. Des vannes gaz lift vont être installées dans des mandrins. Leur rôle est de décharger progressivement le puits à l’aide de la pression d’injection de gaz disponible pour atteindre la profondeur d’injection requise, soit le point d’injection final. La vanne située au point d’injection final, généralement un orifice dont le diamètre aura été choisi pour injecter un débit de gaz optimisé, permettra de produire le puits au débit liquide

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Figure 35: Principe du gaz lift

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4.2.2.2. Utilisation du gaz lift Le gas-lift sert occasionnellement : à redémarrer après un simple arrêt, à démarrer un puits après intervention, à nettoyer la liaison couche-trou. Le gas-lift sert en continu : à augmenter la production d'un puits, à obtenir un débit stable.

Figure 36: Principe du gaz lift

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4.3. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES 4.3.1. Choix d’une méthode d’activation Deux critères permettent de faire une présélection du type d’activation : productivité du puits profondeur.

Productivité du puits

GL

ESP

< 6000 m³/j

¤

¤

500-2300 m³/j

¤

¤

32-500 m³/j

¤

¤

< 32 m³/j

¤

RP

PCP

¤

¤

¤

¤

¤

¤

Profondeur du Puits > 3600 m

¤

3000 - 3600 m

¤

< 2400 m

¤

(Pb T°) ¤

Table 1: Critères de sélection du type d'activation Dénomination utilisée :

GL ESP PCP RP

Gas lift Pompage centrifuge immergé Pompage à cavité progressive Pompage aux tiges

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Cette présélection sera à confirmer en fonction des problèmes rencontrés sur le puits et des différents facteurs suivants : nombre de puits et espacements têtes de puits taille casings, types de complétions profil du puits type d’activation existante, expérience problèmes d’opération (dépôts, paraffines, corrosion,…) disponibilités locales (énergie, servicing, pièces,…) degré d’automatisation investissement et coûts opératoires performances en temps de marche situation géographique (environnement) possibilités de work over

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Méthode d’ACTIVATION Problèmes

GL

ESP

RP

PCP

Sable

Bon

Mauvais

Mauvais

Bon

GOR élevé

Excellent

Bon (si rotary gas separator)

Médiocre

Passable

Puits dévié

Bon

Bon

Passable

Moyen

Débit élevé

Excellent

Excellent

Passable

Moyen

Profondeur

Bon

Moyen

Moyen

Médiocre

Simplicité de conception

Oui

Moyen

Oui

Oui

Souplesse pour les débits

Bon

Bon (si variateur de fréquence)

Moyen

Bon

Présence de dépôts

Moyen

Moyen

Médiocre

Bon

Présence de gaz libre

Excellent

Mauvais

Mauvais

Effluent visqueux

Possible (peu utilise)

Oui (le plus utilisé)

Oui

Moyen (si rotary gas separator) Possible (si viscosité < 200 cp)

Table 2: Problèmes en fonction du méthode d'activation

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4.3.2. Le gas-lift Avantages : flexibilité investissement faible pour l’équipement du puits adaptation sur puits déviés possibilité de présence de sable matériel réduit sur le puits en surface interventions légères sur les puits possibilité de traitement utilisation possible du gaz produit sur place Inconvénients : nécessité d’une source de gaz problèmes de redémarrage (régimes transitoires) importance des installations de surface (compresseurs GL) sensibilité du procédé à la pression en tête de puits délai de mise en place limites d’activation par déplétion importante gaz de formations corrosives problèmes d’hydrates adaptation du casing au gaz lift installation haute pression rendement faible (10 à 30%)

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4.3.3. Le pompage centrifuge immergé Avantages : Débits importants Simplicité de conception Peu encombrant Bon rendement (35 à 60%) Pas de nuisances Facile à opérer Possibilité d’installer des capteurs pour mesurer la pression de fond Peut être installée dans un puits dévié à condition d’être dans une partie rectiligne Coût faible pour de gros débits Inconvénients : pas ou peu flexible (sans variateur) présence de gaz gênante (15% maximum accepté avec un gas separator) intervention sur le puits avec matériel lourd durée de vie faible si température puits élevée (1 an en moyenne) énergie électrique requise doit être stable pas utilisable pour les faibles débits (30 m3/J mini pour refroidissement moteur) création d’émulsions profondeur limitée par la chute de tension dans le câble (maximum 2400 m)

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4.3.4. Le pompage à cavité progressive Avantages : faible coût d’investissement faible encombrement en surface bon rendement (40 à 70%) simplicité d’installation utilisable sur une large gamme de densité d’huile Faibles coûts de maintenance Utilisable en puits déviés et horizontaux Accepte de grandes quantités de sable Inconvénients : usure du tubing et des tiges limité en température d’utilisation (122°C maxi) sensible à la présence d’H2S, de CO2 et d’aromatiques n’accepte pas de gaz libre

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4.3.5. Le pompage aux tiges Avantages : simplicité de conception déplétion du puits possible souplesse de réglage en surface pompage de fluides visqueux coûts faibles (achat et maintenance) automatisation facile bon rendement (45 à 60%) pas de problème de température Inconvénients : frottements si puits dévié rendement faible si présence de gaz profondeur limitée unité de surface encombrante solides gênants problèmes avec paraffine débits faibles

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4.4. EXERCICES 10. Citer les différents types de puits et leur fonction.

11. Citer les principaux types d’activation

12. Citer les 6 éléments majeurs d’une installation PCI

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13. Expliquer le principe de fonctionnement du gaz-lift (sans préciser la procédure de démarrage) et indiquer les 2 types de vannes utilisées en mentionnant leur fonction.

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5. REPRESENTATION ET DONNEES DES PUITS Nous décrirons dans ce chapitre comment est représenté un puits sur les principaux documents mis à la disposition de l’exploitant. Plan de circulation des Fluides (PCF / PFD) : ce document édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux. Piping & Instrumentation Diagram (P&ID) : ce document édité lors de la phase projet, présente sous format beaucoup plus complexe que le PCF, toutes les lignes et capacités process ainsi que tous leurs paramètres de fonctionnement. Système Numérique de Contrôle et de Commande (SNCC) ou (Digital Command System DCS) : c’est le système qui permet de piloter un puits (entre autres) à distance. Localisé en salle de contrôle, il permet l’accès à différentes vues du process.

5.1. REPRESENTATION SUR PFD (PROCESS FLOW DIAGRAM) Plan de circulation des Fluides (PCF/PFD) : ce document édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux. L’exemple de PFD (Process Flow Diagram) ci-dessous montre un puits producteur offshore, non éruptif en gaz-lift.

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Figure 37: PFD d'un puits producteur offshore, non éruptif en gaz lift Page 57 de 195

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5.2. REPRESENTATION SUR P&ID

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Figure 38: P&ID de puits producteur offshore, non éruptifs en gas-lift Page 59 de 195

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Figure 39: P&ID de puits non éruptif en PCI Page 60 de 195

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5.3. SYSTEME NUMERIQUE DE CONTROLE ET DE COMMANDE

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Figure 40: Vue puit sur console SNCC Page 62 de 155

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Figure 41: Vue générale puits producteur sur console SNCC Page 63 de 155

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Figure 42: Vue spécifique puits producteur vue logigramme de sécurité Page 64 de 155

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Figure 43: Vue générale état puits sur console SNCC Page 65 de 155

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5.4. EXERCICES 14. Dans quels types de documents principaux un exploitant peut-il retrouver la représentation d’un puits ?

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6. LE PUITS ET LE PROCESS 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE Toutes les fonctions sont essentielles pour la production si l’on considère qu’elles sont nécessaires pour réaliser les spécifications requises du produit en sortie. Dans la chaîne d’exploitation des hydrocarbures, le puits est l’équipement de départ. Et de ce fait, l’intégrité de la fonction est critique pour la production. En revanche la quantité de puits sur une même plateforme tempère le degré de criticité de l’ensemble (sauf pour certains puits « dédiés » à une fonction spécifique – ex : puits à gaz alimentant une turbine -).

Fonction

Equipements

Criticité

Production Etat*

Secours

Bypass

Puits

Moyen

Arrêt

Non

Non

Puits dédié

Haute

Arrêt

Non

Non

Production

* en cas de perte de la fonction

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Figure 44: Position du puits dans la chaîne de séparation

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7. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT 7.1. MARCHE NORMALE Dans ce chapitre, nous verrons l’ensemble des paramètres à suivre quotidiennement par un opérateur afin d’assurer un bon fonctionnement du puits. Beaucoup de ces paramètres relevés sont historisés et l’opérateur doit avoir accès à ces historiques, de manière à pouvoir porter un jugement critique sur le comportement du puits.

7.1.1. Puits producteurs 7.1.1.1. Rappel sur la localisation du puits

Figure 45: Localisation du puits dans la chaîne de traitement Le puit est situé au début de la chaîne de traitement de l’effluent. En normal operating, c’est à dire lorsque le puits produit de manière stable et contrôlée, l’effluent transite du puits vers le MANIFOLD via la flowline. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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MANIFOLD : il a pour fonction de collecter les arrivées d’effluent de tous les puits et de pouvoir les diriger soit vers le séparateur PRODUCTION soit vers le séparateur TEST par le biais d’un jeu de vannes. Séparateur TEST : Il faut savoir que ce séparateur n’est dédié qu’à un seul puits puisqu’il sert à le « tester » donc à compter les phases de l’effluent (phase huile, phase gaz et phase eau) de celui-ci. Il est positionné en parallèle du séparateur PRODUCTION. PC FT 10"

Torche

γ

SDV 14"

70 m³ 7 - 29 bar 40 - 60 °C

LDC

10" FT DS301

Torche

FT

SBDV

Manifold

14"

γ

SDV

14" SDV

KY511

LC

10"

FT

ρ

SDV

DS303 EC301

BSW

Figure 46: Schéma séparateur TEST conventionnel avec équipements de comptage des phases Séparateur PRODUCTION : ce séparateur est dédié à la séparation des phases de l’effluent en provenance de tous les puits producteurs du site. Chaque phase séparée sera ensuite dirigée vers une unité de traitement appropriée. 7.1.1.2. Consignes d’exploitation des puits Lorsque les puits sont mis en production, ils sont ouverts en fonction des « Consignes d’exploitation PUITS ». Ces consignes fixent les valeurs « cible » à adopter pour l’operating des puits.

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Elles sont édictées par le Dpt Productivité Puits et garantissent un niveau d’exploitation du gisement optimal. Il convient de les respecter scrupuleusement. Voir en exemple le tableau page suivante : « Consignes de réglage des puits de GIR et JSM Août 2006”

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Figure 47: Consignes de réglage des puits de GIR et JSM Août 2006 (1) Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Figure 48: Consignes de réglage des puits de GIR et JSM Août 2006 (2) Page 73 de 155

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Figure 49: Consignes de réglage des puits de GIR et JSM Août 2006 (3)

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Figure 50: Exemple de consignes d'exploitation de puits producteur gaz lift Page 75 de 155

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Figure 51: Exemple de consignes d'exploitation de puits injecteur d'eau Page 76 de 155

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7.1.2. Mesures et enregistrements Lorsque les puits sont en production, il faut les monitorer : c'est-à-dire qu’il faut relever leurs paramètres de fonctionnement (mesures), suivre leur évolution et analyser celle-ci afin de « comprendre » comment se ils se comportent. 7.1.2.1. Définitions Les mesures sur un puits peuvent être de deux sortes et le choix de l'une ou de l'autre dépendra alors de l'utilisation voulue du paramètre pris en compte. Les simples mesures qui sont en fait des indications et permettent la détection d'une anomalie. Les enregistrements qui déterminent une tendance ou une évolution afin de permettre une analyse. Dans ce cas, on notera les enregistrements occasionnels utilisés lors de la recherche de solution suite à une anomalie. 7.1.2.2. Localisation Les paramètres principaux de fonctionnement d’un puits sont schématisés ci après et diffèrent peu, que ce soit un puits producteur ou injecteur. Des paramètres spécifiques supplémentaires sont à prendre en compte s’il s’agit de puits activés et seront détaillés dans le cours « process » puits gaz lift et puits pompés . Tête de Puits

Puits PRODUCTEUR

TT - PT

FCV

ROV

% open

PRO TEST

SSV

ROV

Réseau PT

EA SCSSV

Puits INJECTEUR ROV

PT EA1 PT EA2 PT EA3

PRO

PT Hyd

Figure 52: Localisation des points de mesure Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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7.1.2.3. La tête de puits Les paramètres nécessaires au suivi et à l'analyse sont : Pression hydraulique du liner de commande SCSSV. Niveau d’huile armoire hydraulique commande SCSSV Pression des espaces annulaires EA1, EA2, EA3. Pression tête de puits. Température tête de puits. Ouverture de la duse. On notera que pour la pression en tête de puits, il y aura de préférence un capteur transmetteur doublé d'un indicateur (manomètre). La raison principale de cette double mesure est de pouvoir évaluer rapidement la valeur de la pression lors d'une intervention sur le puits sans avoir à interpréter celle-ci sur un enregistreur ou à demander par radio à la salle de contrôle. En cas de complétion double, chaque string aura ses propres paramètres et l'on cherchera à définir l'interaction de l'un par rapport à l'autre en fonction de différents débits de production. 7.1.2.4. Evacuation Quel que soit le type de production, l'évacuation est le terme utilisé pour définir la contre pression du réseau situé en aval de la tête de puits. Seule la pression (PT Réseau) sera dans ce cas enregistrée. 7.1.2.5. Procédures Il faut différencier les mesures de tous les jours des mesures occasionnelles. Dans le premier cas, on se contente de mesures de contrôle permettant de vérifier que le puits se comporte normalement (pas d'anomalie), tandis que dans le second cas, les mesures permettent un diagnostic. Les objectifs sont donc bien différents, mais on se souviendra que dans les deux cas les mesures sont importantes, même si parfois cela semble la même chose que la veille. Dans le cas de mesures occasionnelles, il faut respecter la procédure préalablement définie et en cas de problème conserver les mesures (elles pourront toujours être utiles) et renouveler l'opération. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Enfin, on notera que pour les mesures de fond (qui permettent de quantifier les pertes de charge dans la formation), il est impératif qu'elles soient effectuées en simultané avec un passage sur le séparateur de test. Sinon, elles ne servent à rien alors que leur coût est important. 7.1.2.6. Quelles utilisations Le relevé de toutes ces mesures ne trouve pas son utilité dans le fait de stocker des données. Bien au contraire, et c'est en regardant les différentes utilisations que l'on prend conscience de l'importance de celles-ci. Il conviendra donc d'être rigoureux dans ces relevés de mesures. Vérification du bon fonctionnement du puits. Optimisation de la production (et / ou de l'activation). Compte rendu au management et aux associés. Prévision d'un rééquipement adapté. 7.1.2.7. Quels types d’enregistrement On trouve des enregistreurs locaux soit de type cellule Barton (enregistreur à plume utilisé pour la pression, la température et les débits) soit de type autonome avec batterie (agréé pour utilisation en zone classée). Ils permettent d'enregistrer généralement des valeurs pour des durées ≥ 24 heures. Il est impératif d'enregistrer les mesures en tête de puits pendant les tests, particulièrement pour les puits activés. Une simple lecture ne suffit pas. Seules les courbes (trends) permettent d'apprécier les problèmes de stabilité, de démarrage, de mauvais fonctionnement en général. Aujourd’hui, on trouve de plus en plus de possibilités d’enregistrement déporté (câblé ou télétransmission) des mesures échantillonnées sur site. 7.1.2.8. Relevés quotidiens Nous venons de voir que les mesures relevées sur un puits ont une importance énorme pour son suivi. Il convient d’effectuer une ronde journalière sur chaque puits afin de relever ces mesures, de les noter et de les enregistrer. Pour ce faire, il existe des feuilles de relevés puits disponible sur chaque site et archivées en salle de contrôle. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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L’opérateur en charge des relevés devra lorsqu’il les enregistre, comparer les valeurs avec celles des journées précédentes en vérifiant si des manœuvres ont eu lieu sur le puits et reporter à sa hiérarchie la moindre anomalie ou doute concernant ces mesures.

7.1.3. Test du puits Méthode de passage du puits en test. Il existe différentes manières de passer un puits en test : manuellement ou automatiquement. Pour chacune des deux méthodes existe une procédure OPERGUID décrivant précisément toutes les opérations à effectuer afin de réaliser un passage du puits en test de manière idéale. Quand ? Fréquence définie ou si détection d’anomalie au Logging puits Comment ? Passer le puits vers le séparateur de test en limitant les variations de pression Enregistrement de tous les débits et tous les paramètres pour une analyse complète des résultats par Méthode Puits Ecrire les commentaires additionnels (débit injection produit chimique, position des duses, problème avec transmetteur ….) Envoyer les informations à Méthodes Puits qui décidera des actions correctives à lancer sur site après analyse des données Figure 53: Historique durant les tests

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7.1.3.1. Le séparateur de test Il est utilisé comme son nom l'indique lors de tests. Que ce soit pour un suivi de la production de chaque puits ou pour une analyse suite à une anomalie, les mesures effectuées sur le séparateur de test sont importantes. Le but lors d'une telle intervention est de déterminer le bilan matière, c'est à dire de quantifier chaque phase de l'effluent (gaz, huile et eau) pour chaque puits. Pour cela, on effectuera les mesures suivantes : Débit huile (ou liquide). Débit gaz. Prise d'échantillons afin de mesurer le BSW (% d’eau dans l’effluent). Pression du séparateur, elle permet d'établir les débits mesurés et ce en condition standard. On notera que les mesures effectuées sur le séparateur de test ne sont utilisables que si le puits est stable durant le test.

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7.1.3.2. Précautions avant et durant le test Avant et durant le test il faut prendre les précautions suivantes : Vérifier l’instrumentation de la tête de puits et du séparateur de test Respecter la durée recommandée pour le test Si on problème survient au courant du test : Ne changer rien aux paramètres du puits Recommencer le test

Figure 54: Problème au courant d’un test

7.1.4. Conclusion sur les mesures

SUIVI JOURNALIERS

TROUBLESHOOTING Premier niveau

TESTS

On se contente de mesures et contrôles permettant de vérifier que le puits se comporte normalement

Mesures additionnelles pour mieux décrire le comportement (sans les débits de production) afin d’identifier la cause du problème et rapporter les actions et correctives immédiates.

Les tests sont effectués de manière périodique (mensuelle) ou en cas de demande spéciale.

UN BON MONITORING du puits est nécessaire pour : Bonne gestion du réservoir. Produire sans arrêt en assurant l’intégrité du système. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Opérer en sécurité ƒ en maintenant l’équipement de sécurité et autres équipements ƒ en appliquant des procédures appropriées et progressives Réaliser la production cible et augmenter les performances ƒ en appliquant des ajustements appropriés ƒ en détectant rapidement des problèmes (le puits n’est plus à sa cible) ƒ en réalisant le “1er niveau” de troubleshooting ƒ identification rapide de la cause ƒ application rapide et adaptée du “remède” ƒ en transmettant une information de haute qualité pour le troubleshooting, pour l’amélioration des performances Mesures ƒ journalières: détection de problèmes ƒ mensuelles: vérifier les performances sous conditions opératoires usuelles ou modifiées

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7.2. LE DEGORGEMENT DES PUITS Le dégorgement initial est la première mise en production du puits. C’est une intervention importante, car de sa réussite va dépendre la qualité de la liaison couche / trou et donc l’état final dans lequel va produire le puits. Il est important de passer du temps sur cette opération en surveillant et respectant les paramètres. Pour les dégorgements successifs (après un long arrêt), il faudra contrôler le dégorgement pour la sécurité des installations en aval et pour la préservation de la liaison couche / trou. Le dégorgement d’un puits se fera selon une procédure établie par le Dpt Productivité Puits. Selon le cas, le dégorgement du puits se fera soit sur une unité de séparation de test mobile présente sur le rig de forage (s’il s’agit d’un nouveau puits foré) ; soit sur le séparateur de test du site (s’il s’agit d’un workover par exemple). Dans ce cas il faudra s’assurer auprès du Département Productivité Puits et du Département Forage des quantités et de la nature des fluides à dégorger car les installations de traitement en aval pourraient être perturbées dans leur fonctionnement . Une neutralisation chimique de certains effluents (ex : acides) peut être nécessaire pendant le dégorgement.

7.2.1. Puits éruptif : Le contrôle du puits se fait par la duse. La duse sera choisie par le Département Productivité Puits selon la consigne de débit ou de pression de fond fournie . Il y aura une politique claire d’évolution de la duse en fonction du temps et du résultat des tests.

7.2.2. Puits activé : Le contrôle du puits passe par le dosage de l’activation. La duse apporte une sécurité supplémentaire.

7.2.3. Puits gas lifté Pendant le dégorgement, le puits sera équipé d’un seul mandrin avec un petit orifice afin de limiter le débit. La duse sera choisie par le Dpt Productivité Puits selon la consigne de débit ou de pression de fond fournie. Il y aura une politique claire d’évolution de la duse en fonction du temps et du résultat des tests (on pourra être amené à supprimer l’injection). En général, un puits activé par gas lift est équipé de plusieurs mandrins, les mandrins « au dessus du mandrin équipé de l’orifice d’injection » étant équipé de vannes de décharge, les mandrins éventuellement « en dessous du mandrin équipé de l’orifice d’injection » étant équipés de dummy. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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7.2.4. Puits pompé par PCI La duse sera choisie par le Département Productivité Puits selon la consigne de débit ou de pression de fond fournie. Il y aura une politique claire d’évolution de la duse en fonction du temps et du résultat des tests. S’il existe un système de variation de la fréquence, il sera utilisé de préférence à la duse.

7.2.5. Injection de carbonate de soude CONSIGNES POUR INJECTION DE CARBONATES DE SOUDE : Afin de protéger les installations de surface contre les effets de l'acide pendant le dégorgement du puits après stimulation, il est recommandé d'observer une phase d'injection de carbonate de soude selon la procédure suivante. Juste avant la phase de dégorgement et en accord avec le RSE, prévoir l'installation d'une pompe d'injection de produit chimique. La pompe refoulera dans la flow line du puits à dégorger. PROCEDURE : 1 - Avant le dégorgement, mesurer le pH sur la sortie du séparateur d'essai (SE). 2 - Mesurer le pH en tête de puits dès qu'il commence à produire, à une fréquence de 1 mesure toutes les 30 minutes avant l'arrivée du brut acide. Dès l'arrivé de l'effluent acide : 3 - Démarrer l'injection du carbonate de soude dilué à 25% en fonction du pH selon le tableau ci-dessous en mesurant le pH à la sortie du séparateur d'essai ou en tête de puits (si pas de séparateur) à fréquence de 1 mesure toutes les 30 minutes :

Valeur de pH

Taux d'injection de carbonate de soude

1

30 litre/heure.

3

3 litre/heure.

4 ou 5

0.3 litre/heure.

6

Arrêt de l'injection de produit.

Figure 55: Exemple consigne d’injection chimique pendant le dégorgement d’un puits •

30 l/h (720 l/j) : réglage à 31 coups/mn (course longue).

•

3 l/h (72 l/j) :

•

0.3 l/h (7.2 l/j) : réglage à 1 coups/mn (course courte)

réglage à 7 coups/mn (course courte).

Figure 56: Exemple pour une pompe Texsteam 5006 (diamètre piston 1"

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Figure 57: Exemple Instrumentation puits pour mesures Page 86 de 155

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7.3. MARCHE EN SECURITE 7.3.1. Introduction Nous aborderons dans ce chapitre les fonctions de sécurité qui permettent d’opérer un puits : Fonction logigramme sécurité d’un puits + Test du logigramme Fonction Test des Vannes de sécurité de la tête de puits Fonction Test d’étanchéité des vannes de la tête de puits Fonction Suivi des espaces annulaires

7.3.2. Fonction logigramme de sécurité d’un puits Afin de garantir l’intégrité physique et opérationnelle du puits, des sécurités sont mises en œuvre afin de permettre une fermeture du puits automatique en cas de problème interne ou externe au puits. Une Spécification générale Groupe (GS EP SAF 226 «Completed Wells Safety systems and Safety rules » définit clairement les protections ainsi que leur philosophie de fonctionnement à mettre en œuvre. Ces sécurités sont gérées par le système numérique de contrôle commande via le logigramme de sécurité ou agissent directement et localement sur le puits. Chaque fois qu’une fermeture automatique de puits sur défaut sera enclenchée, il faudra s’assurer que toutes les actions du logigramme sécurité sont valides et les historiser sur un document approprié en salle de contrôle. Prévenir la hiérarchie de la moindre anomalie ou incompréhension sur la mise en sécurité du puits. Regardons ci-après le détail des sécurités installées pour chaque type de puits ainsi que les actions automatiques engendrées.

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Figure 58: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 - Typical instrumented flowline

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Figure 59: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 – « Typical instrumented injection line »

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Sur le « Typical Shutdown Causes Matrix » on retrouve le niveau d’arrêt d’un puits (l’action) en fonction du type de défaut généré.

Figure 60: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 – « Typical shutdown causes matrix »

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Sur le « Typical Shutdown Actions Matrix » on retrouve l’action automatique effectuée sur le puits en fonction du niveau d’arrêt activé

Figure 61: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 - « Typical shutdown action matrix »

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Sur le Wellhead Control Panel Typical Schematic » on retrouve la schématisation classique avec les arrivées de niveau d’arrêt et leurs actions sur la commande des SCSSV, SSv et WV

Figure 62: : Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 - « Welhead Control Panel Typical Schematic » Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Figure 63: Vue SNCC d’un puits PRODUCTEUR HUILE ERUPTIF avec son logigramme sécurité associé Page 93 de 155

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Figure 64: Vue SNCC d’un puits INJECTEUR GAZ avec son logigramme sécurité Page 94 de 155

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Figure 65: Vue SNCC d’un puits INJECTEUR EAU avec son logigramme sécurité Page 95 de 155

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Figure 66: Vue SNCC d’un puits PRODUCTEUR ACTIVE par GASLIFT avec son logigramme sécurité Page 96 de 155

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Figure 67: Vue SNCC d’un puits PRODUCTEUR ACTIVE par PCI avec son logigramme sécurité Page 97 de 155

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7.3.3. Fonction Test de fonctionnement et Test d’étanchéité Les tests de fonctionnement et les tests d’étanchéité des vannes de sécurité SCSSV + wellhead + christmas tree + annulaires sont soumis à une règlementation groupe (CR EP FPP 135) afin de garantir un niveau d’opérabilté irréprochable. Chaque site détient une procédure OPERGUID décrivant la manière d’effectuer ces tests de fonctionnement et d’étanchéité. Le graissage de ces mêmes vannes (hormis la SCSSV) souscrit lui à un planning géré par l’exploitant et le département maintenance. L’opérateur participera activement aux tests de fonctionnement et d’étanchéité des vannes de sécurité et aura à charge de reporter sur un document officiel en salle de contrôle tous les essais effectués et leur résultat. Il y notifiera aussi toutes les anomalies rencontrées et reportera à sa hiérarchie immédiatement.

Figure 68: Extrait de la Company Rule CR EP FPP 135 - "Barriers on Completed Wells" Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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O

O

O

O

O

O

O

O

O

O

O

O

Date test YAM 003

Date test YAM 004

Date test YAM 005

Date test YAM 006

Date test YAM 007

Date test YAM 008

Date test YAM 009

Date test YAM 010

Date test YAM 011

Date test YAM 012

Date test YAM 013

Date test YAM 014

26/5/04

P

79%

26/5/04

OK

5/9/04

SAI

SAI

SANS

21/5/04

FU

20/12/05

OK

3/10/05

OK

20/5/04

OK

SANS

19/5/04

FU

19/5/04

OK

18/5/04

OK

18/5/04

OK

Annulaire

93%

26/5/04

OK

5/9/04

OK

20/12/05

OK

20/10/05

OK

21/5/04

OK

20/12/05

OK

3/10/05

OK

20/5/04

OK

22/5/04

FU

23/12/05

OK

19/5/04

OK

18/12/05

OK

18/12/05

OK

16/12/05

OK

N°1

VM

XXXXXX

100%

26/5/04

OK

5/9/04

OK

1/2/06

OK

20/10/05

OK

21/5/04

OK

20/12/05

OK

3/10/05

OK

20/5/04

OK

22/5/04

OK

23/12/05

OK

19/5/04

OK

18/12/05

OK

18/12/05

OK

16/12/05

OK

N°2 (SSV)

VM

86%

26/5/04

FU

5/9/04

OK

1/2/06

OK

20/12/05

OK

21/5/04

OK

20/12/05

OK

3/10/05

OK

20/5/04

OK

23/12/05

OK

19/5/04

OK

18/12/05

OK

18/12/05

OK

16/12/05

OK

latérale

Vanne

93%

26/5/04

OK

5/9/04

OK

1/2/06

OK

20/12/05

OK

21/5/04

OK

20/12/05

OK

3/10/05

OK

20/5/04

OK

22/5/04

OK

23/12/05

OK

19/5/04

OK

18/12/05

OK

18/12/05

OK

18/5/04

FU

sas

Vanne

93%

26/5/04

OK

5/9/04

OK

1/2/06

FU

20/12/05

OK

21/5/04

OK

20/12/05

OK

3/10/05

OK

20/5/04

OK

22/5/04

OK

23/12/05

OK

19/5/04

OK

18/12/05

OK

18/5/04

OK

16/12/05

OK

manu 1

Le test d'étanchéité a plus de 10 mois. Vannes EA 1

100%

26/5/04

OK

SANS

SANS

20/12/05

OK

21/5/04

OK

20/12/05

OK

3/10/05

OK

20/5/04

OK

22/5/04

OK

SANS

19/5/04

OK

SANS

18/5/04

OK

16/12/05

OK

manu 2

Nbre puits E

86%

26/5/04

OK

5/9/04

OK

1/2/06

BO

20/12/05

OK

21/5/04

OK

20/12/05

OK

3/10/05

OK

20/5/04

OK

22/5/04

OK

23/12/05

OK

19/5/04

OK

18/12/05

OK

18/5/04

BO

16/12/05

OK

opérée

86%

26/5/04

OK

5/9/04

OK

27/5/04

OK

21/5/04

OK

20/12/05

OK

3/10/05

OK

20/5/04

OK

22/5/04

OK

19/5/04

OK

19/5/04

OK

18/5/04

18/5/04

OK

16/12/05

OK

manu

Vanne EA2

0

79%

1

1

0

1

1

1

1

1

0

1

1

0

1

1

Conformité Puits

SSV Annulaire

VM 1

SSV Annulaire

Vanne(s) non conforme(s)

VM1 : pas de volant.

Test étanchéité vannes après graissage

Remplacé SSV le 16/7/02.

Test étanchéité vannes après graissage

Vanne de SAS pas testée

Puits Eruptif ( Actuellement en production )

SAB modifié.Remplacé SSV tbg le 07/07/03

SCSSV BFX remplacée le 13/01/2006.

STV et SAV néant; VM1 dure à manœuvrer

Pas de volant sur la vanne SAS.

Observations

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Figure 69: Exemple Tableau ETAT des Vannes de puits sur une plateforme (Rassemblant Test de fonctionnement et Test d’étanchéité)

0 puits Eruptif

100%

OK

5/9/04

OK

GL

P

NE

24/5/04

P

GL

LOT

20/10/05

P

GL

OK

GL

NE

NE

NE

21/5/04

P

20/12/05

LOT

P

14/12/03

OK

GL

GL

3/10/05

P

20/5/04

OK

22/5/04

OK

19/5/04

OK

13/1/06

OK

18/5/04

OK

LOT

18/5/04

OK

OK

NE

NE

SCSSV

Tubing

GL

P

NE

30/12/03

P

GL

NE

8/12/03

P

GL

NE

21/12/03

P

GL

NE

20/12/03

P

GL

NE

11/8/03

P

GL

NE

18/12/03

P

GL

NE

14/12/03

Etanchéité des Vannes Nbre puits O 14 % vanne tubing conforme quand puits Eruptif

Date test

O

Date test YAM 002

GL

Type Activation

NE

E / NE

O

Eruptif

O/F

Le test d'étanchéité a plus de 12 mois.

Statut

001

YAM

Puits YAF0

XXXX

YAF0 : ETAT DES VANNES FOND / SURFACE.

Exploration & Production Le Process Le Puits

Exploration & Production Le Process Le Puits

TEST ETANCHEITE VANNES SURFACE ET FOND PUITS PRODUCTEURS ET INJECTEURS

YANGA YAF2 19/03/2006 TATI-PAKA

CHAMP PLATE-FORME DATE RESPONSABLE DU TEST

YAM220

PUITS

VISA

S.P. PUITS Nom

Visa

CHEF DE CHAMP Nom

Visa

CHEF DE SITE

S.I.P. Nom

Visa

Nom

A remplir par le responsable du Test

Casing 1

X-Mas tree

fond

VANNES

PST (bar rel.)

PSA (bar rel.)

P1 (bar rel.)

P2 (bar rel.)

Temps (min.)

Visa

Réservé S.P. PUITS Température (°C)

Validation Test

Résultat Test

Oui

Etanche

SCSSV

57

8

8

10

ASV

60

40

48

10

57

10

10

10

Oui

Etanche

VANNE MAITRESSE N°2 (SSV)

57

10

10

10

Oui

Etanche

VANNE DE SAS

20

0

0

5

Oui

Etanche

VANNE LATERALE

57

6

6

10

Oui

Etanche

60

0

1

10

Oui

Etanche

60

0

4

10

Oui

Etanche

VANNE MAITRESSE N°1

VANNE 1er CSG MANUELLE VANNE 1er CSG AUTO

SAI

Néant

Csg 2

VANNE 1er CSG MANUELLE OPPOSEE VANNE 2nd CSG MANUELLE VANNE MANIFOLD PRODUCTION VANNE MANIFOLD TEST

25

0

0

10

Oui

Etanche

25

10

10

10

Oui

Etanche

25

10

10

10

Oui

Etanche

Légende PST = Pression Statique Tubing

Observation générale

PSA = Pression Statique Casing P1 = Pression dans l'enceinte au debut du test P2 = Pression dans l'enceinte à la fin du test Temps = Durée du test en minutes Température = Température en tête de puits (à lire sur le SNCC ou à l'aide du pistolet LASER)

Vanne 1er CSG manuelle opposée HS

Figure 70: Exemple de Feuille de résultats de Test d’étanchéité Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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7.3.4. Fonction suivi des espaces annulaires

Figure 71: Extrait de la Company Rule CR EP FPP 135 "Barriers on Completed Wells" Quel que soit le type de puits rencontré, il est obligatoire de monitorer la pression des espaces annulaires. Et même si la CR fixe une limite minimum, il est de bon ton de contrôler la pression des espaces annulaires hebdomadairement et plus si certains cas le nécessitent. Ce monitoring, extrêmement important, permet de suivre le comportement des puits dans leur intégrité physique. En effet c’est l’évolution de pression des espaces annulaires qui nous permettra de détecter une fuite dans les casings ou le tubing ou lorsqu’une cimentation commencera à ne plus être étanche. L’opérateur effectuera ces relevés de pression lors de sa tournée des relevés des paramètres de fonctionnement des puits. Il devra immédiatement reporter à sa hiérarchie les valeurs de pression mesurées et validera en salle de contrôle l’historisation de ses relevés. Toute anomalie, même infime, devra être reportée à la hiérarchie.

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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7.4. CAPACITES MAXI / MINI But : Pour connaître les capacités d’un puits à produire, il faut le tester. Il y aura un premier test du puits lorsque son forage sera terminé et après l’avoir dégorgé. Les valeurs mesurées pour ce premier test détermineront les capacités initiales du puits à produire et serviront de référentiel pour le Département Productivité Puits pour suivre la vie du puits. Il y aura ensuite des tests réalisés selon une fréquence déterminée par le Département Productivité Puits. Il est souvent demandé d’avoir au moins un test par mois validé par les Exploitants et le Département Productivité Puits pour chaque puits. Il convient donc de faire ces tests avec la plus grande rigueur car ayant beaucoup de puits à tester sur chaque site, la moindre répétition de test peut entraîner un retard énorme. Il existe sur chaque site un planning de tests standard géré par les exploitants et révisé si besoin est par le Département Productivité Puits.

Figure 72: Evolution huile, BSW et GOR en fonction du temps Moyens : sur séparateur de test avec comptage des trois phases sur un compteur polyphasique (MFM) avec comptage des trois phases : Certaines installations ne disposent pas de séparateur de test (manque de place ou choix technologique) et les tests sont menés sur un compteur polyphasique. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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7.4.1. Le séparateur de test Il est utilisé comme son nom l'indique lors de tests. Que ce soit pour un suivi de la production de chaque puits ou pour une analyse suite à une anomalie, les mesures effectuées sur le séparateur de test sont importantes. Le but lors d'une telle intervention est de déterminer le bilan matière, c'est à dire de quantifier chaque phase de l'effluent (gaz, huile et eau) pour chaque puits. Pour cela, on effectuera les mesures suivantes : Débit huile (ou liquide). Débit gaz. Prise d'échantillons afin de mesurer le BSW (% d’eau dans l’effluent). Pression du séparateur, elle permet d'établir les débits mesurés et ce en condition standard. On notera que les mesures effectuées sur le séparateur de test ne sont utilisables que si le puits est stable durant le test. PC

FT 10"

Torche

γ

SDV 14"

70 m³ 7 - 29 bar 40 - 60 °C

LDC

10" FT SDV

DS301

Torche

FT

SBDV

Manifold

14"

γ

14" SDV

KY511

LC

10"

FT

ρ

SDV

DS303 EC301

BSW

Figure 73: Séparateur de test Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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7.4.2. Test du puits Il existe différentes manières de passer un puits en test : manuellement ou automatiquement. Pour chacune des deux méthodes existe une procédure OPERGUID décrivant précisément toutes les opérations à effectuer afin de réaliser un passage du puits en test de manière idéale. Quand ? Fréquence définie ou si détection d’anomalie au Logging puits Comment ? Passer le puits vers le séparateur de test en limitant les variations de pression Enregistrement de tous les débits et tous les paramètres pour une analyse complète des résultats par Méthode Puits Ecrire les commentaires additionnels (débit injection produit chimique, position des duses, problème avec transmetteur ….) Envoyer les informations à Méthodes Puits qui décidera des actions correctives à lancer sur site après analyse des données Figure 74: Historique durant les tests

7.4.3. Précautions avant et durant le test Avant et durant le test il faut prendre les précautions suivantes : Vérifier l’instrumentation de la tête de puits et du séparateur de test Respecter la durée recommandée pour le test

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Si un problème survient au court du test : Ne changer rien aux paramètres du puits Recommencer le test

Figure 75: Problème au courant d’un test

PC Points d ’échantillonnage

FT 10"

γ

14"

FT

SDV 14"

Torche

SBDV

γ

SDV Manifold

14"

10"

SDV BSW

SDV

DS301

LC

10"

FT

KY511

SP

70 m3 7 - 29 bar 40 - 60 °C

LDC

Torche

DS303

FT

ρ

EC301 SP

SP

Figure 76: Points d'échantillonnage au séparateur

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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7.5. EXERCICES 15. A quoi sert un manifold?

16. Quelles sont les différences entre un séparateur de test et un séparateur de production ?

17. Que sont les consignes d’exploitation d’un puits ?

18. Quels sont les paramètres de la tête de puits nécessaires au suivi du puits ?

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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19. Quelles sont les mesures à effectuer lors du test d’un puits ?

20. Remplissez les cases colorées en jaune :

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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21. Remplissez les cases vides :

22. Quelle est la fréquence minimum pour les tests de fonctionnement et d’étanchéité des vannes de sécurité d’un puits ?

23. Quelle est la fréquence minimum et raisonnable pour le contrôle des pressions des espaces annulaires d’un puits ?

24. Quelle est la fréquence de test d’un puits ?

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8. CONDUITE DES PUITS Ce chapitre édictera la méthodologie générale afin d’ouvrir ou de fermer un puits sur une installation pétrolière. Il donnera les conseils afin de garantir ces manœuvres pour ne pas perturber les systèmes en aval du puits (chaîne de traitement de l’effluent) ou en amont du puits (réservoir, LCT, équipements fond). Cette méthodologie générale reprend les principes appliqués sur toutes les filiales du groupe en matière d’opérations de puits, mais il convient de suivre les procédures OPERGUID « site » qui font référence aux équipements rencontrés.

8.1. DESCRIPTION DES OPERATIONS DE CONDUITE DE PUITS Définition des paramètres de fonctionnement/exploitation du puits Débit liquide de soutirage (quota Gisement), Limites de GOR, BSW ... Diamètre de duse Paramètres d'activation Limites de l’ouvrage (pression annulaire...) Démarrage et Mise en production initiale du puits Dégorgement (fluide de complétion) Dégorgement production, montée en régime Ouverture du puits Dé-sectionnement (ouverture SCSSV, SSV, SSTA) dusage/dépressurisation Redémarrage du (des) puits / Enchaînement des mises en production Séquences de mise en production (rang, durée...) Dégorgement (phase transitoire) Stabilisation (régime stabilisé) Optimisation du fonctionnement du/des puits par rapport à l’allocation gaz et à la capacité du procédé (séparation, évacuation) Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Contrôle périodique des équipements de Vannes (SSV et SCSSV) Etanchéité EA Capteurs (PSHL) Armoire de contrôle puits Mesures sur puits Mesures routinières (pression et Température de tête...) Passage du puits sur le séparateur de Test Réglage initial, et vérification de l'application des paramètres Collecte des mesures (fond /surface) Analyse et diagnostic conduisant à un ajustement des paramètres Optimisation du taux de fonctionnement du puits Gestion du réseau gas-lift (allocation gaz, pressions BP & HP, stabilité du réseau) Gestion du système huile (capacité de traitement-évacuation ) Détection, analyse et prévention des: Dépôts, Emulsions, Hydrates, Corrosion Analyse du potentiel (évolution) du puits en vue d’une sélection pour un traitement éventuel Suivi et Analyse des performances du puits Analyse des manques à produire (différence entre ce que le puits est censé produire et ce qu’il produit réellement). Participation aux opérations sur puits (wire-line, stimulations, reprises) Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Bilan technico-économique des interventions sur puits (coûts, gains...) Systèmes de conduite optimisée des puits Définition du type de conduite de puits / conduite des installations Définition du type de gestion des séquences d’activation Paramétrage des logiques Assistance au démarrage initial Assistance formation-expertise

8.2. LE WELL MONITORING Connaître le débit de tous les puits producteur injecteur Connaître la composition des effluents et % Savoir identifier chaque événement Suivi permanent des paramètres de chaque puits (P, T fond et tête de puits) Test individuel des puits ligne de test débitmètre polyphasique Gisement : Données quantitatives de qualité Détecter au plus tôt les évènements puits (percée à l’eau, au gaz) Exploitation : Produire dans le domaine d’exploitation Détecter les évènements puits, ex: venues de sable Gisement : Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Connaître le réservoir (modélisation) Orienter la stratégie réservoir Exploitation : Optimiser la production et l’injection, Déterminer et suivre les paramètres d’exploitation au quotidien Détecter tout changement notable Quantifier et évaluer les dérives Paramètres puits : débits : Qo, Qw, Qg, Qwinj.,Qginj. P, T puits et réseau de collectes qualités effluents : BSW, GOR, GLR, Pt de rosée, sulfates, échantillonnage Produits chimiques : méthanol suivi Q inj., points d’injection, consommation Équipements : vannes, duses, capteurs… Respect du domaine d’exploitation : érosion : sable, épaisseur corrosion : épaisseur bouchons : pression, slug surface, niveau sepérateur, production eau

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8.3. OUVERTURE D’UN PUITS POUR SA MISE EN PRODUCTION C’est ce que l’on appelle la mise en production du puits. Certaines étapes fondamentales doivent être effectuées dans un ordre précis/en séquence pour les raisons suivantes : : Sécurité Contrôle efficace de la production Protection de l’équipement de surface Protection de l’équipement de fond Protection de la formation Protection du réservoir Nota : Ces étapes seront légèrement différentes en fonction des puits exploités, mais les étapes de base seront mêmes.

8.3.1. Avant l’ouverture s’informer sur les caractéristiques du puits à ouvrir (N°, puits gaz/huile, éruptif, PCI, GL, BSW, GOR) s’informer d’une procédure OPERGUID pour le démarrage ou pas prendre des consignes particulières auprès de sa hiérarchie demander autorisation à SDC pour aller ouvrir le puits faire une vérification / statut du puits (présence volants de manoeuvre vannes, PG/TG ok, pas de fuites, statut O/F vannes du puits) relever PEA si nécessaire, commencer l’injection de produits chimiques (auparavant vérifier Consignes INJECTIONS CHIMIQUES PUITS ) et prévenir le SDC.

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8.3.2. Procédure d’ouverture Il est nécessaire de s’assurer de la fermeture de que toutes les vannes de la tête de puits. Vérifier que tous les robinets de vidange et de purge soient fermés. Isoler les pilotes des vannes de sécurité de surface. Ouvrir la vanne maîtresse inférieure. Ouvrir la vanne maîtresse supérieure. Ouvrir la vanne latérale (manuelle). L’état de la tête de puits est désormais tel que la vanne de sas est fermée. La vanne de sécurité de surface (seconde vanne latérale) est également fermée. Poursuivre comme suit: Ouvrir lentement la vanne de sécurité de fond afin d’égaliser la position. Surveiller la pression de la tête de puits afin de vérifier l’égalisation de la pression à travers la vanne de sécurité de fond. Ouvrir complètement la vanne de sécurité de fond lorsqu’il est constaté une absence totale d’augmentation de pression dans la tête de puits. Avec le bon réglage de duse, ouvrir lentement la vanne de sécurité de surface (seconde vanne latérale) afin de permettre l’écoulement vers le manifold de production. Après stabilisation de la pression d’écoulement dans la tête de puits, remettre les pilotes de la vanne de sécurité de surface sur la position automatique. Avertir la salle de contrôle (CR) de l’écoulement du puits et vérifier l’état du puits et les paramètres pendant quelques instants. Après stabilisation de la pression d’écoulement et de la température, noter les paramètres du puits ; Il est de bonne pratique de compter le nombre de tours nécessaire à l’ouverture ou à la fermeture des vannes. Vous pouvez ainsi être certain que les vannes sont complètement ouvertes ou complètement fermées. Les vannes doivent toujours être ouvertes lentement afin d’éviter un à-coup de pression en aval de la vanne.

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Les à-coups de pression, (coups de bélier), peuvent générer des forces pouvant excéder la pression de fonctionnement des tuyauteries et provoquer éventuellement des ruptures/fuites des conduites. ATTENTION Rester en permanence vigilant et attentif lors de l’ouverture et de la fermeture des vannes. Toujours informer la salle de contrôle avant de mettre les puits en production et s’assurer de l’obtention effective de l’ensemble des concessions requises.

8.3.3. Considérations sur la vanne de duse L’écoulement doit être ouvert lentement et progressivement via les vannes de duse afin de prévenir les chocs par application de pression. Ceci est particulièrement important lors d’application de haute pression ou de GOR (rapport gaz-huile) élevé sur des puits d’huile ou des puits de gaz. Si la pression en amont d’une duse est double ou plus du double par rapport à la pression en aval, l’écoulement dans la duse devient critique. Toute augmentation de pression en amont n’aura aucune incidence sur la pression en aval ou sur l’écoulement. Toute diminution de pression en aval n’aura aucune incidence sur la pression en amont ou sur l’écoulement.

8.3.4. Procédure d’ouverture d’une SCSSV Il existe toujours une pression différentielle dans une SCSSV fermée. Ceci est la conséquence de la présence de gaz et de fluide dans le tubing au-dessus de la vanne et à l’augmentation de pression en dessous la vanne (en raison de l’accumulation naturelle de pression à partir du puits). La pression dans la vanne doit être égalisée avant l’ouverture de la vanne. Des orifices d’égalisation sont prévus à cet effet dans les vannes. La pression de la ligne de contrôle est appliquée sur la vanne à partir du panneau de commande en surface. La pression de la tête de puits fait l’objet d’une surveillance particulière lors de l’augmentation progressive de la pression dans la ligne de contrôle. Une augmentation de pression dans la tête de puits sera perceptible lorsque tous les orifices d’égalisation seront ouverts. La pression de la ligne de contrôle est conservée au niveau ayant permis l’ouverture des orifices d’égalisation. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Après stabilisation de la pression dans la tête de puits, (aucune augmentation de pression pendant 15 minutes), il est possible d’affirmer l’absence de différentiel de pression dans la SCSSV. Cette action d’égalisation prévient les éventuels endommagements des éléments d’étanchéité de la vanne. Une pression de conduite de commande supplémentaire étant appliquée, la vanne passe lentement en position complètement ouverte. La pression de la conduite de commande est maintenue via le panneau de commande de façon à conserver la vanne en position complètement ouverte. Note : Une SCSSV peut être considérablement endommagée si elle n’a pas été égalisée préalablement à l’application de pression sur la conduite de commande complètement ouverte. L’endommagement de la vanne ne sera mis en évidence que lors de la dépose de la SCSSV du puits ou lors de la nécessité d’utilisation de la SCSSV en cas d’urgence. ELLE PRÉSENTERA DES FUITES IMPORTANTES et il n’existera en cas d’urgence AUCUNE ISOLATION à partir de la pression de réservoir.

8.3.5. Pertes de charge Lors du démarrage du puits, des fluides morts sont en place car le tubing a agit comme un séparateur: la phase gaz a migré en haut du tubing, puis de l’huile morte et de l’eau en fond du puits. Ces fluides vont se refroidir avec le temps. En conséquence, l’huile va devenir plus visqueuse. Ceci explique pourquoi la pression hydrostatique et les pertes de charges sont fortes au redémarrage et décroissent rapidement lorsque les fluides chauds et gazés viennent du réservoir. La perte de charge par friction dépend des propriétés des fluides (surtout la viscosité) mais aussi de la longueur du tubing. Prendre la profondeur mesurée et non la profondeur verticale si c’est un puits dévié. Au niveau de la duse huile Cette perte de charge est voulue, car elle permet de garder le contrôle du débit pour un puits éruptif. Dans le cas d'un puits activé, ce contrôle se fera via l'activation. Flowline Elles sont comparables aux pertes de charge dans la duse. Des pertes de charges anormales peuvent survenir surtout s'il existe des points bas (franchissements de rivières). Pour réduire les pertes de charges additionnelles dues soit à des dépots de paraffines ou de sable, on prévoira des raclages routiniers associés suivant les cas à des injections de produits chimiques. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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8.4. MISE A DISPOSITION D’UN PUITS Le puits peut être mis à disposition pour certaines opérations d’exploitation (ex : Test de fonctionnement ou d’étanchéité vannes de sécurité) ou de maintenance (ex : Nettoyage TBG au Wire Line). Ces opérations sont normalement planifiées et le puits peut être mis à disposition selon une procédure qui sera établie par l’Exploitation en fonction des besoins. S’il s’agit d’une mise à disposition classique, on appliquera la procédure OPERGUID du site de fermeture d’un puits. Pour la mise à disposition du puits pour des opérations de wire line, il faudra connecter un panneau de commande à distance des vannes de sécurité selon une procédure OPERGUID du site. Il convient de prévenir la salle de contrôle avant toute intervention sur le puits.

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8.5. MAINTENANCE 1er DEGRE Nous aborderons dans ce chapitre la description du premier niveau de maintenance d’un puits que l’exploitant devra effectuer. Suite aux relevés des paramètres puits, l’opérateur a sous sa responsabilité de s’assurer : du bon fonctionnement : o de tous les manomètres et leur vanne d’isolement (lisibilité, étanchéité) o de tous les thermomètres (lisibilité) o des vannes manuelles de la wellhead & christmas tree (graissage, facilité de manœuvre, étanchéité) du contrôle des fuites des lignes : o commande SCSSV o commande SSV o injection produits chimiques du contrôle de : o niveau réservoir armoire hydraulique de commande SCSSV / SSV et plus globalement de l’état général du puits. L’opérateur devra donc faire une demande à sa hiérarchie pour une intervention de maintenance sur le problème détecté. Certains sites délimitent le champ d’intervention « maintenance » de l’exploitant et selon le type de défaut rencontré, l’exploitant le prendra à sa charge ou le délèguera au service maintenance.

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8.6. INTERVENTIONS SUR PUITS Les interventions qui peuvent être effectuées sur un puits vont des mesures de fond au rééquipement de la colonne de production. Les moyens utilisés seront adaptés au travail à effectuer. Ces interventions sont soit : Légères : o Descente de jauges de mesure, échantillonnage, ‘logging’ o Pose d’un bouchon pour isoler par exemple une zone productrice o Changement d’une vanne gaz lift o Ouverture/Fermeture d’une vanne de circulation (‘Sliding Sleeve’) Semi-lourdes telles un nettoyage de tubing par circulation de fluide Lourdes telles un changement de complétion

8.6.1. INTERVENTIONS LEGERES Elles sont réalisées principalement au câble d’acier (‘Wire Line’) avec le puits en pression et éventuellement en production ; il n’est donc pas nécessaire de le ‘tuer’. C’est une technique qui permet de descendre, placer ou repêcher dans le ‘Tubing’ les outils et instruments de mesure. Figure 77: Equipements de wireline

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L’équipement de base d’une unité de ‘Wire Line’ se compose de Un treuil motorisé sur lequel est enroulé le câble

Figure 78: Treuil d'une unité wireline

Un sas ‘Lubricator’ fixé sur la Christmas tree au niveau de la swab valve et équipé d’un BOP et d’une presse étoupe d’étanchéité sur le câble

Figure 79: Presse étoupe hydraulique

Figure 80: Graisseur

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Figure 81: Sas « Lubricator » d'une unité wireline

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Des indicateurs de profondeur et de tension du câble L’assemblage de fond fait de barres de charge et de l’outil requis pour l’intervention La douille de câble (« Rope Socket »)

Figure 82: Douilles de câble

Les barres de charges (« Stem »)

Figure 83: Barre de charge

Les coulisses

Figure 84: Coulisse mécanique

Figure 85: Coulisse tubulaire

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Figure 86: Coulisse hydraulique

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Les différents outils

Figure 87: Outil de nettoyage - "Gauge Cutter"

Figure 88: Outil d'emboutissage "Swagging Tool"

Figure 90: Hérisson - "Scratcher"

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Figure 89: Bloc d'impression - "Impression Block"

Figure 91: Outil de repêchage - "Pulling Tool"

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8.6.2. Interventions semi lourdes Elles sont généralement réalisées sur un puits en arrêt de production mais néanmoins sous pression. Les opérations les plus courantes sont : Le nettoyage, voir le forage, de dépôts dans le ‘Tubing’ Le démarrage d’un puits par injection d’azote L’acidification Le remplacement d’une pompe de fond, d’un train de tiges de pompage (‘Sucker Rod’) Il existe 2 techniques d’intervention qui sont le ‘Coiled Tubing’ et le ‘Snubbing’

8.6.2.1. Le Coiled Tubing

Une unité de ‘Coiled Tubing’ est constituée d’un tube métallique continu de Ø ¾″ à 1½″ enroulé sur un tambour, le ‘Coil’. Ce tube est muni d’un clapet anti-retour à son extrémité et est manœuvré par un injecteur équipé d’un BOP. Il peut donc être descendu dans un puits en pression. Le ‘Coiled Tubing’, grâce à la souplesse du tube, est plus avantageux que le ‘Snubbing’ dans le sens qu’il offre une mise en œuvre plus rapide, la possibilité de circuler en manoeuvrant, la possibilité d’intervenir dans des drains horizontaux et permet également de forer des drains de petit diamètre. Figure 92: Coiled Tubing Unit Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Figure 93: Equipements d’une unité Coiled Tubing Unit

Il est plus particulièrement utilisé pour : Alléger la colonne hydrostatique avant d’effectuer des perforations en dépression Démarrer après stimulation un puits éruptif en circulant un liquide léger ou en injectant de l’azote Réaliser un ‘Gas Lift’ temporaire pour pratiquer un essai en attendant une reprise de puits Nettoyer le ‘Tubing’ (paraffines, hydrates), le fond du puits (sables) Mettre en place de l’acide

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8.6.2.2. Le Snubbing

Il consiste à la descente dans un puits en pression de tiges vissées (‘Tubing’) munies d’un clapet de fond à l’intérieur du ‘Tubing’ de complétion existant. Même si de nos jours, il existe de grosse unité de Coiled tubing, le Snubbing permet d’utiliser des tubes de Ø supérieur au tube enroulé du ‘Coiled Tubing’. L’équipement consiste principalement en Un dispositif de manœuvre de tubes Un dispositif de sécurité en tête de puits (BOP) Une centrale hydraulique Par rapport au ‘Coiled Tubing’, il offre une meilleur capacité de débit, plus de traction et de rotation ainsi que la possibilité de mettre du poids sur l’outil. Il est en revanche plus long par le fait qu’il faut visser les tubes entre eux et faire passer chaque connexion à travers le système d’étanchéité. Elle est plus particulièrement utilisée pour : Effectuer des circulations à débit élevé Nettoyer des dépôts durs nécessitant de mettre du poids sur l’outil Poser des bouchons de ciment Faire des forages légers (de bouchons de ciment par exemple) Effectuer des repêchages Mettre en place un ‘Tubing’ permanent pour l’injection d’inhibiteur, de ‘Gas Lift’ Figure 94: Unité de snubbing Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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8.6.3. Interventions lourdes Pour des interventions qui nécessitent par exemple de remonter le ‘Tubing’, on fait appel à des unités lourdes telles des unités de ‘Pulling’, voir plus importantes de ‘Work Over’. Ces interventions nécessitent de ‘tuer’ le puits en mettant en place un fluide qui exerce une pression hydrostatique supérieur à celle du gisement. On utilise les unités de ‘Pulling’ pour des profondeurs allant jusqu’à 2500m environ. Ce sont des appareils légers et mobile mis en place rapidement sur la tête de puits. Les unités de ‘Work Over’ s’apparentent plus à des appareils de forage. L’équipement de ces unités consiste principalement en Un dispositif de sécurité en tête de puits (BOP) Des pompes HP avec des bacs de stockage Du matériel de levage, vissage etc.… Du matériel de travail au câble

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8.7. MESURES DE FOND 8.7.1. But des mesures Les mesures dans le puits permettent de suivre les performances du puits et du réservoir par la connaissance des : pressions, températures, niveaux, nature, débits des fluides de fond. Les mesures dans le puits permettent aussi de contrôler l'état du puits par la mesure : dit "top sédiments", de la corrosion des tubings, des débits de fuites éventuelles, Les mesures dans le puits permettent donc de planifier l'entretien.

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8.7.2. Types de mesures Type de la mesure

Analyses des résultats conduisant à :

Outil employé

PRESSION Pression statique

• Enregistrement mécanique • Déplétion éventuelle de subsurface (Amerada) • Mise en évidence des • Enregistreur électronique à venues d'eau • Communication entre puits mémoire de subsurface • Echomètre (SONOLOG) • Détermination du niveau liquide

Build up Draw Down Fall off

• Index de productivité • Endommagement de la formation • Perméabilité • Limites du réservoir

• Enregistrement mécanique de subsurface (Amerada) • Enregistreur électronique à mémoire de subsurface • Echomètre (SONOLOG)

Pression en débit dans un puits en gas-lift

• Détermination du point d'injection de gaz • Mise en évidence : - des fuites dans le tubing - des vannes défaillantes

• Enregistrement mécanique de subsurface • Enregistrement électronique à mémoire de subsurface

• Meilleure connaissance des conditions de débit

• Thermomètre à maxima couplé à un "Amerada"

• Mise en évidence de : - fuites au tubing - entrées de gaz

• Enregistreur électronique à mémoire de subsurface

• Prise en compte de la température - pour le calcul de tarage des vannes de gas-lift - pour les analyses PVT

• PLT à mémoire*

TEMPERATURES

• Moyen de contrôle de l'impact d'une fracturation hydraulique * Production Logging Tool Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Type de la mesure

Analyses des résultats conduisant à :

Outil employé

DEBIT

• Détermination des zones productrices • Mesures de débit de fond • Mesures de débit d'injection • Mise en évidence des fuites au tubing • Détermination des gradients

• PLT à mémoires

NIVEAU

• Evolution des dépôts de sable • Interfaces huile/eau/gaz • Niveau liquide

• Cuillère à sédiments • Détecteur d'interfaces • Echomètre (SONOLOG)

ECHANTILLONNAGE • Détermination du point de DE FOND bulle • Analyses PVT

• Echantillonneur de fond

CORROSION

• Caliper de corrosion

• Détermination de l'état des tubings Table 3: Types de mesures

8.7.3. Mesures associées On appelle "mesures associées", généralement de surface, toutes les mesures que l'on effectue en même temps que la mesure de fond et qui sont indispensables à la validation de celle-ci. Les mesures associées : sont demandées par l'émetteur de la demande de travail, Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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doivent faire partie intégrante du programme technique fixant o le but des mesures, o le matériel à mettre en œuvre, o les relevés et manipulations à effectuer. Mesures associées à effectuer sur un puits en débit Pour toute mesure dans un puits en débit, on doit effectuer : un test simultané à la mesure, le relevé des P et T tubing et annulaire, l'enregistrement des paramètres d'activation. Mesures associées à effectuer sur un puits à l'arrêt Relevé des P et T tubing et annulaire. Mesures associées à effectuer sur un puits en gas-lift Relever et enregistrer les paramètres d'injection, c'est-à-dire : duse de gaz, débit d'injection, pression annulaire en tête, température annulaire en tête. Ces mesures doivent être effectuées sur un puits produisant à régime établi en dehors des phases de démarrage ou d'incident. Remarque

Ces mesures de surface, indispensables pour la bonne interprétation des mesures de fond, doivent être menées avec sérieux et le plus grand professionalisme, d'où une préparation minutieuse.

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Matériel de surface Il faut veiller à ce que la plage de mesure des manomètres de pression utilisés encadre bien les pressions attendues. Si des mesures de pression réclament la précision, il faut utiliser la balance à poids mort. Les enregistreurs du type BARTON ou FOXBORO doivent être calibrés régulièrement. Proscrire tout équipement fuyard. Un stuffing box ou une vanne qui fuit, détériore la mesure. Rapports Le rapport de mesure est la phase finale de l'opération, permettant de valider la mesure. Sur ce rapport, doivent apparaître : l'identification complète du puits, la date et l'heure du début et de la fin de la mesure, si celle-ci n'est pas ponctuelle, le nom du responsable de la mesure, toutes les informations nécessaires pour la compréhension et la validation de la mesure.

8.7.4. Détermination des « Top sédiments » La mesure des "top-sédiments" dans les puits, permet : de suivre l'évolution des dépôts de sédiments en fond de puits, de déceler et quantifier dans le temps, la production éventuelle de sable quand la vélocité de l'effluent produit n'est pas assez élevée pour entraîner le sable jusqu'en surface. Ce type de mesure doit être effectuée à chaque intervention wireline dans le puits lors du contrôle tubing avant opération.

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Mise en œuvre L'opération est effectuée avec une cuillère d'échantillonnage (sample bailer) qui permet de récupérer les dépôts de fond de puits pour analyse (qualité, granulométrie, etc…).

Figure 95: Cuillère d'échantillonnage

La mesure sera valide que si l'on a toujours le même repère, le plus près possible du fond, pour évaluer la hauteur de sédiments dans le puits. Il est donc impératif d'utiliser un "Tubing end locator" pour se recaler par rapport un repère fixe qui est le sabot du tubing.

Figure 96: Mesure du « Top-sédiments »

8.7.5. Mesures de corrosion des tubings En cours de production, les tubings qui équipent un puits peuvent être soumis à des phénomènes : de corrosion, d'érosion, de dépôts. La corrosion peut être d'origine chimique ou bactérielle. L'érosion est généralement dûe à la présence de sable dans l'effluent. Les dépôts, plus ou moins solides, sont d'origine physique ou chimique. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Pour contrôler les effets de ces phénomènes sur les tubings, principalement corrosion ou érosion, il suffit de vérifier leur diamètre intérieur à l'aide d'un outil : le CALIPER. Il existe de nombreux types de caliper : Les calipers mécaniques Ce sont les calipers OTIS et MAC KINLEY descendus à l'aide d'un treuil wire-line. Les calipers accoustiques Ce sont des outils qui mesurent le diamètre intérieur des tubings à partir du temps de réponses à l'émission de signaux accoustiques. Les calipers électromagnétiques Ces outils mesurent le diphasage d'un champ électromagnétique émis par une première bobine et d'un champ magnétique induit dans une deuxième bobine. Cette différence de champ est fonction de l'épaisseur du tube, de la perméabilité magnétique et de la conductivité électrique du métal.

Les calipers électriques Ces outils, connus sous l'appellation "MULTI FINGER CALIPER" sont descendus au câble électrique. La mesure s'effectue par un ensemble de palpeurs répartis sur la circonférence. Tout défaut sur la paroi intérieure se traduit par un déplacement des palpeurs reliés à un potentiomètre.

8.7.6. Mesures échométriques Le contrôle du niveau dynamique dans les annulaires de puits en pompage est un facteur important puisqu'il permet de contrôler la submergence de la pompe et donc d'optimiser le rendement. Les techniques actuelles de mesure de ce niveau liquide (manuelles ou automatiques) utilisent toutes le même principe consistant à créer une onde de pression (avec un échomètre) se propageant jusqu'à l'interface liquide/gaz. L'onde réfléchie est récupérée en surface pour traitement et calcul de la côte du niveau liquide. Les puits pompés n'étant pas tous équipés de capteurs permanents pour mesurer la pression de fond, il est aisé de calculer celle-ci connaissant : le niveau de liquide dans l'annulaire, la pression de l'annulaire en tête de puits, le poids de la colonne de gaz entre l'interface et la surface, la pression hydrostatique de la colonne de liquide. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Il est un cas particulier de l'utilisation de l'échomètre (manuel), c'est la recherche du niveau liquide dans l'annulaire des puits activés par gas-lift. Cela implique une complétion sans sécurité annulaire de subsurface (SSTA). Echomètre à charge explosive Cet appareil, connu sous le nom de SONOLOG est un moyen rapide, assez précis et peu couteux, de déterminer la profondeur du niveau (statique ou dynamique) gaz-huile dans l'annulaire d'un puits en pompage. Cet appareil est fixé sur l'annulaire de la tête de puits. Il est basé sur le principe de la réflexion des ondes sonores lorsqu'elles rencontrent un obstacle. Le son d'origine est produit par une cartouche explosive. Il émet une vague de pression qui se propage dans le gaz contenu dans l'annulaire et se réfléchit : sur le niveau du liquide, sur les manchons du tubing. Un micro transforme ces ondes en signal électrique qui après amplification est restitué par deus galvanomètres enregistreurs. Pumping tee

En comptant le nombre d'impulsions situées entre l'enregistrement du tir de surface et la réflexion du niveau, on peut déterminer le nombre de tubings situés au-dessus du niveau liquide donc la cote de ce dernier.

Microphone and gun Recorder

Strip

Chart

Shot at surface

On peut donc connaître la cote du niveau liquide avec une incertitude équivalente à une longueur de tubing, voire moins.

Collar Reflection

1 sec. Timing Marks

Cependant, en cas de moussage dans l'annulaire la précision de la mesure devient beaucoup plus aléatoire. Average joint Lenght x No. Joints = Depth

Figure 97: Echomètre manuel schéma de principe Oil

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WTR

Liquid level

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8.7.7. Mesures de débit et de pression Lors d’une mesure de Pression en débit, d’un Back Pressure Test ou d’un Flow Gradient survey, il est très important de diriger le puits en question lors de l’opération vers le séparateur de Test pour pouvoir comparer les données mesurées. Les mesures en fond de puits sont chères et difficiles à analyser. Pression en Débit: Appelé aussi Multi Rate Production Logging Tool (MRPLT). Mesure de débit de production associée à la mesure de pression et température pour chaque niveau perforé et pour différents débits de production. Cet outil de logging est positionné à la profondeur de chaque niveau perforé avec une unité de wire line. Les mesures suivantes sont possibles: détermination de l’indice de productivité pour chaque niveau et pour le puits en entier identification des niveaux producteurs d’eau identification des réservoirs déplétés

Figure 98: Mesure pression en débit Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Cette mesure est généralement associée à une remontée de pression (voir ci après) et s’appelle donc PDRP. Les résultats du PDRP sont montrés ci dessous et concernent un puits à gaz de Tunu. Seulement trois niveaux produisent (sur les cinq perforés): les autres sont sous le niveau d’eau. On peut voir clairement le débit partiel de chaque niveau en fonction du débit total produit en surface. Le cross flow est initié quand le débit total de surface est diminué et se poursuit quand le puits est fermé.

5.5

5,2

4,5

4,3

5.7

5,0

1,1

0,7

2.2

-1,6

-4,3

-4,7

0,0

0,0

0,0

P226

0.0

water

Q120

water

S/I 0 mmscf/d

water

Q3 0.8 mmscf/d

w

P223

Q1 8.5 mmscf/d

water

P200

Qmax 14.1 mmscf/d

Q121

Figure 99: Résultats PDRP

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Back Pressure Test: Identique au PDRP mais avec les jauges installées sur un siège d’ancrage spécifique. Cela permet seulement de mesurer le débit total produit par les niveaux situés en dessous du siège. Flow gradient Survey: Identique au PDRP mais avec les jauges remontées pour un débit donné du fond de puits jusqu’en surface pour détecter toute injection de gas lift incontrôlée (trou dans le tubing) Remontée de pression: Appelé aussi Pressure Build Up (PBU). Mesure de l’évolution de la pression de fond suivant la fermeture du puits.

Figure 100: Exemple historique du gradient de pression d’un puits Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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8.8. ECHANTILLONAGE 8.8.1. Echantillonnage de fond Le but de l’échantillonnage de fond est de recueillir un volume de l'effluent à étudier, suffisamment petit pour qu'il puisse être commodément prélevé, mais suffisant pour être soumis aux diverses expérimentations et analyses. Echantillonnage pour étude PVT du complexe du gisement

Il intéresse l'huile, le gaz et l'eau. Cet échantillonnage a pour but de : Calculer des quantités en place et récupérables. Déterminer le rythme de production, etc… Echantillonnage en vue d'analyses chimiques

Ces analyses ont pour but de faire l'inventaire des corps contenus dans les différents fluides. Elles concernent en premier lieu les eaux de gisement. Echantillonnage en vue d'analyses biologiques

Ces analyses ont pour but d'identifier les germes bactériens contenus dans l'eau, pouvant entraîner des dégradations importantes du matériel. Conditions Si l'échantillon recueilli au fond du puits n'est pas obtenu dans de bonnes conditions les mesures effectuées au laboratoire ne seront pas représentatives du complexe du gisement. Puits

Le puits doit être préparé avant son échantillonnage. Il faut souvent le faire produire à faible régime, stable. Cette stabilité sera vérifiée par la mesure des débits d'huile et de gaz pendant 48 h avant l'échantillonnage. L'échantillon doit être prélevé le puits étant mis en débit, ce même débit que précédemment (laminage). Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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La côte de prélèvement doit être la plus basse possible, celle parcourue par tout le fluide de la couche. Cette côte doit être au-dessus du niveau d'eau. Echantillonneur

Il faut que l'échantillonneur se remplisse de liquide au niveau de la couche et que pendant la remontée l'échantillon prélevé reste parfaitement isolé. Il est intéressant de connaître la pression et la température de fond pendant l'échantillonnage. Donc, il est recommandé de coupler un enregistreur de pression de fond et de température, à l'échantillonneur de fond.

8.8.2. Détermination des interfaces La détermination des interfaces sur puits fermé permet : de déterminer l'interface (huile/eau, gaz/liquide) divers temps après la fermeture, d'échantillonner les fluides en fonction de z. Par suite de la décompression de l'échantillon dans le sas, on pourra mesurer dans l'eau les teneurs en métaux, en sels dissous, indépendamment de P et T. Applications Sur un puits à gaz cet outil permet de faire la distinction entre l'eau de condensation et l'eau de formation. Il permet également d'observer les variations de salinité dues à l'eau de condensation sur l'eau de formation (exemple FRIGG). En général, il est possible d'échantillonner à peu de frais, le fluide le plus lourd rencontré, que le puits soit en débit ou fermé.

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8.9. STIMULATION DE PUITS PAR ACIDE La stimulation de puits par acide permet l’augmentation du taux de production du puits, principalement par élimination de l’endommagement à proximité du trou de forage.. Le taux de production est en effet accru par une meilleure perméabilité de la roche réservoir jouxtant le trou.

8.9.1. Endommagement de la formation L’endommagement de la formation se produit lors du forage du puits. La roche est broyée par l’action du forage et les fluides de forage s’introduisent dans la formation. La formation est par conséquent endommagée à proximité du trou de puits. L’endommagement se produit en grande partie dans un rayon d’un pied du trou du puits. L’endommagement est également appelé 'Effet skin'. L’endommagement maximal se situe à trois pieds (environ un mètre) du trou de puits.

Figure 101 : Types d’endommagement de la formation

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Figure 102 : Effet de la zone d’endommagement sur la productivité

8.9.2. Récupération secondaire - Stimulation par injection d’acide La perméabilité d’une roche correspond à sa capacité d’écoulement des fluides en son sein. Plus la perméabilité est élevée, plus le passage des fluides dans la roche est facile. Plus la perméabilité est faible, plus le passage des fluides dans la roche est difficile. Les pores ou les cavités dans la formation sont appelés 'matrice'. La stimulation par acide est de même appelée 'Stimulation matricielle'. La plupart des traitements acides intègrent l’une des trois classifications générales : Nettoyage de puits, Acidification matricielle, Fracturation. Le nettoyage de puits consiste principalement à noyer le trou adjacent aux perforations afin d’en extraire les dépôts minérales et les solides de boue de forage. L’acidification matricielle consiste à une injection minutieuse d’acide par pompage dans la formation de façon à ce qu’il pénètre les espaces poraux sans fracturer la roche réservoir. Cette procédure est en règle générale réalisée pour la dissolution de la boue et des contaminants de forage dans les formations liaison couche-trou tendres. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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La fracturation nécessite l’injection d’acide à des débits plus rapides que ne peuvent supporter les chemins d’écoulement naturel jusqu’à ce que la roche réservoir se fracture ou se fende. En cours de traitement, l’acide traverse les fractures et dissout la roche, formant des alvéoles et chemins supplémentaires à travers la paroi.

8.9.3. Types d’acide généralement utilisés Les deux acides les plus fréquemment utilisés pour la stimulation de circulation d’huile dans les puits sont les suivants : L‘acide chlorhydrique (HCI) L’acide fluorhydrique (HF) (utilisé en mélange avec HCI) Après dissolution des roches magasin et des contaminants par ces acides, les produits de cette réaction chimique doivent être solubles. Si les produits de réaction n’étaient pas solubles, les matériaux solides produits obtureraient et colmateraient les espaces poraux dans la roche réservoir, cela réduirait la perméabilité au lieu de l’augmenter. Le mélange d’acides et d’additifs est spécifiquement établi pour chaque puits et pour chaque type de formation. Les pressions et volumes de pompage sont de même spécifiquement établis pour chaque formation.

8.9.4. Types d’additif Différentes substances chimiques sont associées au mélange acide de base injecté par pompage dans le puits. De nombreux additifs différents sont utilisés pour diverses raisons. L’objectif est précisément l’attaque de la roche réservoir et de ses contaminants par l’acide et non celui d’attaquer les équipements de complétion. De même, il ne doit pas être utilisé (usé) avant de s’être correctement logé dans la formation. L’acide doit également être facile à injecter par pompage. Principaux types d’additifs : Inhibiteur de corrosion Les retardateurs qui retardent l’action de l’acide afin de lui permettre d’atteindre le lieu d’action précis souhaité. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Les réducteurs de friction qui rendent le mélange acide plus 'glissant' et donc plus facile à pomper. Le surfactants qui facilitent également le pompage de l’acide. Ils permettent de même d’éviter la formation d’émulsion après action de l’acide et mélange de celuici dans l’huile de la formation. Il est indispensable de récupérer tout l’acide usé ainsi que tous les produits de réaction à la fin de la stimulation.

8.9.5. Billes Perf-Pac Il existe des billes de plastique durci ou de caoutchouc plein présentant une flottabilité neutre. Elles ne flottent pas dans l’acide. Les billes Perf-Pac sont injectées par pompage dans le puits avec l’acide à différents intervalles au cours de l’action de l’acide. Certaines perforations permettent la pénétration de l’acide plus facilement que d’autres. Si cette considération n’est pas prise en compte, la totalité de l’acide se déposera dans les perforations 'faciles'. Les fluides empruntent toujours le trajet le plus facile. Les billes Perf-Pac accompagneront l’acide injectée par pompage et condamneront les perforations surdimensionnées recevant facilement l’acide. Elles forceront ainsi la circulation de l’acide dans les perforations plus difficiles ou de dimension moindre. Une fois la stimulation d’acide terminée et le pompage arrêté, les billes Perf-Pac tomberont dans le fond du puits.

8.9.6. Pénétration de l’acide La profondeur de pénétration de l’acide dans la formation dépend significativement de la profondeur d’injection de l’acide par pompage. Plus l’acide est injecté rapidement, moins il est en contact avec la roche lors de son introduction dans la formation. L’acide direct pénètre par conséquent plus en profondeur dans la formation où il peut ensuite attaquer la roche réservoir ou les contaminants. Figure 103 : Effet du taux d’injection sur la pénétration Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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8.10. FRACTURATION DE PUITS La stimulation par fracture permet l’augmentation du taux de production d’un puits, principalement dans les cas d’une perméabilité naturelle bas ou très bas. Cette tâche s’effectue par amélioration des conditions de drainage naturel aux alentours du trou de puits. Elle est également appelée amélioration de la conductivité naturelle.

8.10.1. Stimulation par fracture La stimulation par fracture exige une injection de fluide par pompage dans la puits à haute pression. Cette injection entraîne la fracture (fente ou fissure) de la roche à proximité du fond du puits. Des fractures verticales d’une longueur pouvant aller de quelques mètres à des centaines de mètres sont ainsi provoquées. Les largeurs de fracture sont de l’ordre de quelques millimètres. Les fractures creusent des canaux de drainage vers le trou. Ceci augmente la surface de la roche du réservoir. Les fluides pompés sont sélectionnés en fonction du type de roche devant être fracturé. Les formations présentant des solubilités inférieures à 50 % sont très souvent stimulées par fracture au moyen d’eau ou de fluides de fracturation à base d’huile. Des formations de type grès sont en général constatées.

8.10.2. Agents de soutènement Un 'agent de soutènement' permet d’éviter que les fractures créées lors d’une stimulation par fracture se referment une fois la pression de fracturation disparue. Principaux critères de sélection d’un agent de soutènement : Un agent de soutènement doit résister au broyage dans des conditions de haute pression géostatique. La pression géostatique correspond au poids de la roche au-dessus de la fracture. Un agent de soutènement doit résister à l’infiltration dans des roches de réservoir tendres. Les grains de sable de l’agent de soutènement sont classés selon une méthode de passage des grains dans des tamis de différente taille (maillages). Les grains de diamètre important ou de dimension trop réduite sont éliminés.

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8.10.3. Fluides de fracturation Les fluides de fracturation doivent présenter les propriétés suivantes : Capacité de transport et de placement de quantités adéquates d’agent de soutènement. Faible perte de fluide. (Le fluide ne doit pas entrer dans la roche réservoir.) Faible perte de friction (Le fluide doit être pouvoir être facilement pompé.) Compatibilité avec la formation ainsi qu’avec les fluides de formation. Le fluide ne doit pas provoquer de gonflement des schistes (argiles) ni former d’émulsion avec des fluides de formation. Capacité de nettoyage rapide (présentant un reflux facile hors de la formation). Figure 104 : Injection de fluide

8.10.4. Additifs de fluide De nombreux additifs peuvent être associés à des fluides de fracturation afin d’obtenir ces propriétés. Des gommes végétales, des gommes cellulosiques et des polymères permettent d’augmenter la viscosité d’un fluide et d’obtenir des gels. Ils agissent également comme « entretoise » (séparateur) entre les grains de sable et l’agent de soutènement. Les gels peuvent être réalisés en dernière étape pour une période de 100 heures maximum. Une fois le gel brisé, (retour à un fluide faible viscosité), il est facile d’extraire le fluide de fracturation par reflux lors du nettoyage du puits. La plupart de ces additifs gélifiants agissent également comme réducteurs de friction.

8.10.5. Mélange de fluides de fracturation Les fluides de fracturation peuvent être mélangés en discontinu ou en continu.

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En mélange discontinu la totalité du fluide prévu pour la tâche est pré-mélangé avant d’engager la tâche. Ceci nécessite de grands volumes de stockage et une gestion judicieuse de la durée de vie du gel et de sa résistance. En mélange continu le fluide est mélangé en fonction des nécessités de la tâche. Si en cours de fracturation, une difficulté est constatée au fond, un matériau non mélangé peut être utilisé ultérieurement ou pour une autre tâche.

8.10.6. Équipements utilisés pour la stimulation par fracture Exigences en équipements de base : Réservoirs de stockage, Doseurs, Mélangeurs, Pompes. Les réservoirs de stockage contiennent les matières premières qui seront mélangées pour constituer le fluide de fracturation. Les doseurs collectent les matières premières et les dosent pour être mélangées selon les proportions prévues. Le mélangeur réalise le mélange des matières premières avec l’eau ou l’huile qui sera pompée. Figure 105 : Ensemble mélangeur de surface basse pression

Les pompes injectent le fluide de fracturation ainsi constitué au fond du puits. Des réservoirs de réserve seront nécessaires si le fluide de fracturation est mélangé en discontinu. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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8.11. PROCESS ASSOCIES – PRODUITS CHIMIQUES Comme il est décrit plus précisément dans le chapitre suivant, le puits peut être soumis à des dépots, des problèmes de corrosion interne, des phénomènes physiques perturbants pendant le transit du fluide du fond vers la surface. Tous ces problèmes peuvent être éliminés, sinon atténues, de façon à permettre au puits de produire de manière stable. Leur élimination passe par l’injection de produits chimiques. L’effluent du gisement est analysé au tout début des études de développement afin de déterminer, en conditions de fonctionnement (en pression et température) quels seront les problèmes que l’on sera amené à résoudre (ex : possibilité de formation de dépôts de carbonates, d’hydrates, présence d’H2S dans l’effluent pouvant créer des problèmes de corrosion,etc.) . Une fois les problèmes possibles annoncés, il sera développé un programme d’injection de produits chimiques dans le puits (en fond et/ou en surface). Pour ce faire, une installation spécifique sera mise en oeuvre sur le site, comprenant les tanks de produits avec leurs pompes doseuses associées. Cette installation représente souvent une énorme quantité de matériel (fonction du nombre de puits du site traités) et est un élément essentiel à monitorer. Le coût des produits chimiques représente une part très importante des frais d’exploitation. Donc, un mauvais monitoring peut entraîner un surcoût énorme car la durée de vie du puits peut s’en trouver fortement affectée et les interventions lourdes ou légères pèsent dans les frais. La fonction injection produits chimiques est une fonction vitale pour la production Monitoring des moyens et équipements : débits injectés en fonction des consignes , consommations et suivi approvisionnements, les pressions d’injection procédures de test pour vérifier les débits en chaque point réconciliation des débits avec consommation journalière Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

Assurer l’intégrité du réseau d’injection : vérifier le débit et la pression d’injection le routage, les réseaux, les pompes d’injection (+ propreté filtres aspiration, + soupapes non fuyardes) des points d’injection, du stockage propreté des zones stockage + pompage Règles : maintenir installation pompage propre maintenir lisibilité niveaux stockage + éprouvettes/débitmètres ne jamais mélanger de produits entres eux sauf demande du Département Méthodes Traitement et accord hiérarchie. Une pompe qui tourne n’est pas forcément une pompe qui injecte (désamorçage, retour soupape) Trop de produit ou pas assez de produit = mauvais traitement = argent gaspillé

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Exploration & Production Le Process Le Puits

Prévention des

Produit injecté

Fonction

Point d’injection sur PCI well

Point d’injection sur GL well

Point d’injection sur Water injection well

Aspiration PCI

Dans EA1

non

Limiter dépôts de paraffines. Paraffines

Anti paraffines Dispersant de paraffines

Emulsions

Désémulsifiant

Réduire la viscosité des émulsions

Aspiration PCI

Dans EA1

non

Carbonates

Inhibiteur de dépôts

Limiter dépôts dans jupe PCI ou dans TBG

Aspiration PCI

Dans EA1

Amont puits

Corrosions

Inhibiteur de corrosion

Empêcher la formation de corrosion

Aspiration PCI (idéal au niveau packer)

Dans EA1

Amont puits

Hydrates

Inhibiteur d’hydrates

Empêcher la formation d’hydrates

non

non

non

Bactéries

Bactéricide

Elimination des bactéries

non

non

Amont puits

Asphaltènes

Inhibiteur de dépôts

Empêcher la formation de dépôts

Aspiration PCI

Dans EA1

non

Dépôts sulfate baryum

Inhibiteur de dépôts

Empêcher la formation de dépôts

Rare Aspiration PCI

Dans EA1

non

Table 4: Produits injectés, leur fonction et leur point d'injection selon le type de puits

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42

86

54

51

30

110

87

132

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

PCI

TCDM 110

TCDM 111

TCDM 112

TCDM 116

TCDM 117

TCDM 118

TCDM 120

TCDM 123

TCDM 124

TCDM 127

TCDM 128

TCDM 130

TCDM 131

TCDM 132

1572

264

90

128

72

45

708

33

79

62

40

29

55

28

48

41

14

42

87

58

29

63

50,9

87

40

28

64

68

57

10

6

24

81

7

60

32

30

61

0,2

BSW (%)

28/06/2006

01/03/2006

29/01/2006

07/08/2006

26/06/2006

13/03/2006

10/06/2006

11/03/2006

07/03/2006

05/08/2006

25/02/2006

06/01/2006

05/08/2006

02/03/2006

11/07/2006

17/10/2005

Date test

160

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

05/09/2006

05/09/2006

12/12/2002

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

04/07/2005

05/09/2006

05/09/2006

03/06/2003

WO prevu

WO le 20/09/05 ; double liner d'injection -injection IDOS 162 au bas du moteur -Injection du désemulsifiant à l'aspiration de la pompe WO le 31/08/05 ; double liner d'injection -injection IDOS 162 au bas du moteur -Injection du désemulsifiant à l'aspiration de la pompe

WO le 24/09 ; double liner d'injection -injection IDOS 162 au bas du moteur -Injection du désemulsifiant à l'aspiration de la pompe

Puits repris en WO

Observations

WO le 28/09/05

Consignes injections Date l/j correction

Objectifs

Page 150 de 155

idem idem

idem

idem idem idem idem

Limiter les dépôts de CaCO3 =>éviter bouchage jupe moteur idem idem idem idem idem idem idem

Figure 106: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts – IDOS 162

Total puits

162

PCI

TCDM 105

219

51

PCI

Activation Q HH (m3/j) Q HA (m3/j)

TCDM 101

Puits

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TCFP

Bilan production

TCFP: INJECTION D'IDOS 162

CONSIGNES TRAITEMENT "SEPTEMBRE 2006"

"mis à jour le 05/09/06"

Exploration & Production Le Process Le Puits

955

PCI

TBM 308

Total puits

4737

1213 1194

PCI

PCI

TBM 305

TBM 307

1375

PCI

704

277

117

145

165

Activation Q HH (m3/j) Q HA (m3/j)

TBM303

Puits

71

90

88

88

BSW (%)

19/08/2006

17/07/2006

19/08/2006

23/07/2006

Date test

60

30

10

10

10

l/j

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

Date correction

31

8

8

7

ppm/HH

Consignes injections

Injection aval duse

Observations

idem

33

PCI 266,7

260,7

32,60

29,30

67

80,9

50,9

1,00

0,20

6

0,4

0,2

10/01/2006

07/06/2006

04/07/2006

07/07/2006

17/10/2005

Date test

90

20

20

20

10

20

l/j

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

03/06/2003

613

683

299

124

393

Consignes injections Date ppm/HH correction

Observations

idem idem idem

Limiter les dépôts de paraffines

Objectifs

Figure 108: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts –CH 6738

Total puits

TCDM 129

29,4

PCI

TCDM 125

72

81,3

PCI

PCI

TCDM 102

51

TCDM 122

PCI

TCDM 101

BSW (%)

Bilan production

Activation Q HH (m3/j) Q HA (m3/j)

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TCFP

Puits

TCFP: INJECTION DU CH 6738

CONSIGNES TRAITEMENT "SEPTEMBRE 2006"

"mis à jour le 05/09/06"

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Traitement des émulsions =>gain de production+ reduction Pertes de charge Tbg

Objectifs

Figure 107: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts –CHIMEC 2032

TAFP

Bilan production

TAFP: INJECTION DU CHIMEC 2032

CONSIGNES TRAITEMENT "SEPTEMBRE 2006"

Exploration & Production Le Process Le Puits

144 1326

GL

GL

PCI

PCI

GL

PCI

TBM 108

TBM 109

TBM 110Z

TBM 111Z

TBM 114

5349

1305

189

534

687

885

150

50

176

182

85

77

98

67

89

65

83

86

55

86

86

48

27/06/2006

26/06/2006

09/08/2006

06/08/2006

25/06/2006

21/07/2006

16/07/2006

03/07/2006

Date test

130

10

15

25

15

25

15

10

15

l/j

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

8

104

24

11

132

28

15

116

Consignes injections Date ppm/HH correction

Faire un test à 15l/j

Observations

idem objectif PCI

Traitement des émulsions =>gain de production

idem objectif PCI

idem objectif PCI

idem

idem

idem

Traitement des émulsions =>gain de production

Objectifs

"mis à jour le 05/09/06"

GL

GL

GL

GL

GL

GL

GL

TBM 202

TBM 204

TBM 207

TBM 211

TBM 212

TBM 213

TBM 215 2052

165

135

522

108

396

540

186

414

109

95

42

25

24

43

76

34

30

92

77

94

92

59

BSW (%)

Bilan production

Q HH (m3/j) Q HA (m3/j)

05/08/2006

13/08/2006

05/08/2006

0508/06

19/08/2006

08/07/2006

16/06/2006

Date test

60

20

10

0

15

0

0

15

l/j

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

05/09/2006

121

74

0

139

0

0

81

Consignes injections Date ppm/HH correction

prise d'injection GT19 13/0

Arrêt injection GT19

Arrêt injection GT19

Arrêt injection GT19

Observations

idem idem idem idem idem idem

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Traitement des emulsions

Objectifs

Figure 110: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts – GT 19

Total puits

Activation

Puits

TAF2: INJECTION DU GT19

Figure 109: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts –CH 2032A

Total puits

TBM 116

1035

GL

TBM 107

129

GL

TBM 106

BSW (%)

Bilan production

Q HH (m3/j) Q HA (m3/j)

Activation

Puits

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

TAF2

TAF1

INJECTION DE CH 2032A

CONSIGNES TRAITEMENT "SEPTEMBRE 2006"

Exploration & Production Le Process Le Puits

109

67

20

82

82

92

97

96

92

BSW (%)

23/04/2006

23/04/2006

23/04/2006

05/07/2006

09/04/2006

02/04/2006

Date test

112

45

15

15

15

10

10

35

15

20

158

158

47

64

68

62

Consignes injections en l/j Date ppm/eau

"mis

Début injection le 30/08/02

Début injection le 30/08/02

Observations

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Figure 111: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts – DECORRIDOS 83 P10

1319

115

20

TOTAL

GL

LAM TO7

27

115

5

5

37

9

28

348

578

GL

162

162

Total puits

GL

LAM 228

GL

228

GL

579

351

GL

LAM TO7

Total puits

LAM 117

Total puits

P20

P15

Bilan des productions Activation Q HH (m3/j) Q HA (m3/j)

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

LAF2

LAF1

LAFO

Puits

INJECTION DE CORRIDOS 93P10

CONSIGNES TRAITEMENT "SEPTEMBRE 2006"

Exploration & Production Le Process Le Puits

Exploration & Production Le Process Le Puits Vous trouverez ci-joint la procédure générale de traitement préventif avec l’antiparaffine ANTICOR PA500 pour les puits concernés par les opérations de déparaffinage au wire line Le PA500 est un produit filmant qui en s'adsorbant sur les parois du tubing empêche l'accrochage des paraffines. Il a également une fonction dispersante et un pouvoir solvant par rapport aux paraffines (ce dernier restant limité).

A/ OBJECTIFS : L’objectif du traitement est : - D’espacer les opérations de déparaffinage WL des puits et des flow lines et de ralentir la formation de dépôts de paraffines sur les surfaces et ainsi limiter la baisse de production due aux restrictions - De limiter les pertes de production grâce à la suppression des arrêts de production pendant les opérations de WL et la limitation des pertes de charges dans le tubing et la flow line. B/ PROCEDURE DE TRAITEMENT: Le traitement se fait en deux étapes: 1/ Préparation de la surface du tubing et flow line par mise sous solvant: La propreté des surfaces est très importante pour un bon accrochage du film de PA 500, l’objectif est d’essayer d’éliminer le plus complètement possible les paraffines des surfaces 1-1/ Puits : ¾

Arreter , mettre en securité le puits.

¾

Fermer la vanne de sécurité

¾

Introduire du solvant dopé de 5% de PA 500 afin de faciliter le wire line en ramollissant les paraffines

¾

Nettoyer le puits mécaniquement au WL avec hérissons et GC.

¾

Apres cette opération, il restera sur les surfaces environ 1 à 2 mm de paraffines.

¾

On éliminera la paraffine en injectant de la vapeur ou de l’eau très chaude par la tête de puit jusqu’à ce que la température du tubing soit de 45 à 50 °C (durée à déterminer par l’expérience)

Si le puit était bouché et qu’on a utilisé de l’eau chaude dans l’EA pour déparaffiner,cette procedure est imperative. Pour les puits gaz liftés, après avoir évacué l’eau de l’EA il faut envoyer au fond de l’EA 10 a 15 l d’un mélange 50/50 de GO et de PA 500 afin que l’injection du PA500 démarre immédiatement lors de la remise en service du GL. 1-2/ Flow line : • Nettoyer la flow line au karcher (vapeur). • Remplir la flow line avec du diesel contenant 5% de PA 500 (formation du film de PA500 sur les parois de la flow line). Laisser le produit agir pendant les opérations sur le puits et au minimum 1h (puits fermé). Lors de la remise en production du puits, le PA 500 présent dans le solvant injecté au début de l’opération formera un film antiparaffines continu grace une surface propre 2/ Mise en œuvre du traitement continu: Un quart d’heure avant la remise en production du puits, démarrer une injection continue de PA500 en fond de puits par liner (sinon par le gas lift) . B/ SUIVI DU TRAITEMENT: Un suivi du delta P entre la tête de puits et le manifold ainsi que celui de la production du puits (HH, HA) doit être mis en place pour mettre en évidence l’apparition éventuelle de dépôts de paraffine , et permettre de montrer la rentabilité du traitement grace a une baisse nettement moins rapide de la production a cause des dépôts de paraffine Remarque importante : Pour que ce traitement soit efficace, Il est impératif que l’injection de PA500 soit continue et ne subisse aucun arrêt, sous peine de voir le film protecteur se désorber. Les arrêts intempestifs de l’injection de PA500 doivent rester limités à quelques heures. Les points d’injection doivent donc être contrôlés quotidiennement.

Figure 112: Exemple de procédure d’injection d’antiparafines dans puits GL Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

Figure 113: Exemple de préconisations d’injections de produits sur puits / manifold (1)

Figure 114: Exemple de préconisations d’injections de produits sur puits / manifold (2) Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

Figure 115: Exemple de préconisations d’injections de produits sur puits / manifold (3)

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

Figure 116: Chemicals by reference (1) Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

Figure 117: Chemicals by reference (2)

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

Figure 118: Chemicals by function

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

Figure 119: Chemicals by list

Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

Figure 120: Exemple injection chimique dans puits PCI en fond de complétion Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

LTZM 101

Oil Production Completion String ID Inch

Elevation Smedvig T8 1 Tubing Hanger Cameron 11" with 4" BPV profile 1 Pup joint 4½" New Vam 12,6# L80 1 Pup joint 4½" New Vam 12,6# L80 2 4 1/2" Alignment sub 1 Pup joint 4½" New Vam 12,6# L80 5 pup joints 4½" New Vam 12,6# L80 9 joints 4½" New Vam 12,6# L80 1 Pup joint 4½" New Vam 12,6# L80 3 3,81" TR-SCSSV 4½" New Vam L80 1 Pup joint 4½" New Vam 12,6# L80 1 joint of 4½" New Vam 12,6# L80 2 Pup joints 4½" New Vam 12,6# L80 4 9-5/8" Hydrow II Packer Hyd 47-53.5 4½" New Vam with 2-3/8" HAS 2 Pup joints 4½" New Vam 12,6# L80 2 joints of 4½" New Vam 12,6# L80 1 joint of 4½" New Vam 12,6# L80 5 3.75" landing nipple F-profile 4½" New Vam L80 1 Pup joint 4½" New Vam 12,6# L80 282 joints of 4½" New Vam 12,6# L80 1 Pup joint 4½" New Vam 12,6# L80 6 4½" CMU SSD with F 3.75" profil New Vam ( open position) 1 Pup joint 4½" New Vam 12,6# L80 28 joints of 4½" New Vam 12,6# L80 1 x 2m pup joint 4½" New Vam 12,6# L80 Adaptor 3 1/2" EUE (pin) down x 4 1/2" New vam (box) up Discharge pressure sub type 3½ EUE pin x box BODH 562 series Redaloy type 3½ EUE Pump 562 series Redaloy Adaptor pump 562 series to 538 series AGH 538 series Intake 540 series Protector 540 series 7 Protector 540 series Motor 562 series Redaloy Multisensor adaptor 562 Redaloy Gauge Multisensor Type 1-XT Centraliser for 9⅝ 53.5 # csg with preset chemical injection check valve 77 joints 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 1 pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 8 Pressure/Temperature Gauge Mandrel Telescopic joint Pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 4 pup joints 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 (For Fibre Optics space out) 34 joints 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 Pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 9 Pressure/Temperature Gauge Mandrel Telescopic joint Pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 3 pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 (For Fibre Optics space out) 21 joints of 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 Pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 10 Pressure/Temperature Gauge Mandrel Pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 2 pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 (For Fibre Optics space out) 15 joints 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 Pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 11 Pressure/Temperature Gauge Mandrel Pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 1 joint of 2 3/8 tubings 4,7# EUE J55 12 Pup joint 2 3/8 tubings 4,7# EUE J56 2 3/8" Bull nose 4,7# L80 EUE box up END OF COMPLETION ASSEMBLY

Casing 30" CP set on sea bed 24" Casing X56 RL1S (0,625") 18"5/8 Casing K55 RL1S 13"3/8 Casing N80 BTC 9"5/8 Casing Vam top 7" Liner New Vam L80 7" Liner New Vam L80 Landing Collar

I

Depths 4810 m

5425 m

Lbs/ft

87,5 72,0 53,5 29,00

Guns OD 3"3/8

Perforation intervals Guns type Density Phasing Millennium 3 spf

4,000 3,959 3,959 3,959 3,959 3,959 3,959 3,959 3,810 3,959 3,959 3,959 3,959 3,959 3,959 3,959 3,750 3,959 3,959 3,959 3,750 3,959 3,959 3,959

1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902 1,902

Top depth 0 0 0 0 0 4097 5502

OD Inch 11,000 4,500 4,500 5,740 4,500 4,500 4,500 4,500 6,730 4,500 4,500 4,500 8,250 4,500 4,500 4,500 4,900 4,500 4,500 4,500 5,38 4,500 4,500 4,500 4,900 5,76 5,620 5,620 5,620 5,380 5,400 5,400 5,400 5,620 5,620 4,500 6,000 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063 3,063

TVD

Charge type

0 0 0 0 0

Length m 17,28 0,32 1,81 1,97 0,67 1,47 11,38 112,26 1,96 1,57 1,47 12,43 4,91 1,70 4,86 24,98 1,96 0,39 1,46 3503,59 0,97 1,39 0,97 335,67 1,95 0,17 0,25 0,26 6,21 0,13 1,91 1,24 2,72 2,72 9,78 0,73 0,56 0,51 717,94 2,50 2,17 0,40 2,50 5,35 317,38 2,50 1,36 0,40 2,50 7,71 195,32 2,50 1,41 2,51 5,57 137,74 2,45 1,41 2,49 9,62 1,46 0,25

Bot depth 97 180 380 933 4254 5502

May 2006 Depth MDm

17,28 17,60 19,41 21,38 22,05 23,52 34,90 147,16 149,12 150,69 152,16 164,59 169,50 171,20 176,06 201,04 203,00 203,39 204,85 3708,44 3709,41 3710,80 3711,77 4047,44 4049,39 4049,56 4049,81 4050,07 4056,28 4056,41 4058,32 4059,56 4062,28 4065,00 4074,78 4075,51 4076,07 4076,58 4794,52 4797,02 4799,19 4799,59 4802,09 4807,44 5124,82 5127,32 5128,68 5129,08 5131,58 5139,29 5334,61 5337,11 5338,52 5341,03 5346,60 5484,34 5486,79 5488,20 5490,69 5500,31 5501,77 5502,02

TVD

RT 17,28m

Sub

Bottom hole equipment Designation

SA 1 SA 2

CL1 CL2

SA 3

CL3 EL CL4

SA 4

SA 5

SA 6

SA 7 6

SA 8 SA 9

Formation Albien

SA 10 156 cross cplg 2⅜ and 324 cross cplg 4½ Centralisers CL1 1/4" inconel non encapsulated TR-SCSSV CL2 1/4" inconel encapsulated 11 x 11mm Fiber Optics Chemical injection CL3 single 3/8" inconel encapsulated CL4 ¼" inconel Vent valve HAS Yes Optical line Yes diesel Phoenix gauge Packer fluid Type COMMENTS Injection line connected to injection 1 on Cameron adapter. Openning pressure @ 75 bar. Closing pressure @ 40 bar. TR-SCSSV line connected to SCSSV on Cameron adapter. Openning pressure @ 100 bar. Closing pressure @ 20 bar. Vent valve HAS line connected to injection 2 on Cameron adapter. Openning pressure @ 150 bar. Closing pressure @ 40 bar. Packer shear values 35000 # straight pull (work over) Maximum inclination (Planned) Reservoir inclination Weight (without block) Weight (without block)

87,19° 87,19° 40 metric tonnes 20 metric tonnes

SA 11 SA 12

Figure 121: Exemple injection chimique dans puits GL en fond de complétion Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Exploration & Production Le Process Le Puits

COMPLETION STRING 1

E & P Congo N° 1

2

3

4

5

6

7

8

Bottom hole equipment TR Navifor 2 Olive Breda 11" x 3"1/2 NV bot x 3"1/2 EU top x 3" BPV 1 Pup joint 3"1/2 Nvam L80 9.2# 14 Tubings 3"1/2 Nvam L80 9.2 # Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.2# Landing nipple 2.81" B 3"1/2 Nvam Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.2# 14 Tubings 3"1/2 Nvam L80 9.2# Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.2# Mandrin gaz lift KBMG avec filetage 3"1/2 Nvam Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.2# 43 Tubings 3"1/2 Nvam L80 9.2# Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.2# Mandrin gaz lift KBMG avec filetage 3"1/2 Nvam Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.2# Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.2# Injection sub avec clapet taré à 41 bar Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.2# Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.2# + XO Packer Weatherford HYDRO 1 3"1/2 NVam Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.20# + XO 1 Tubings 3"1/2 Nvam L80 9.2# Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.20# Landing nipple 2.75 F 3"1/2 Nvam L80 9.20# Pup joint 3" 1/2 Nvam L80 9.20# 1 Tubings 3"1/2 Nvam L80 9.2# Pup joint 3"1/2 Nvam L80 9.20# Wire line emtry guide 3"12 NVam

ID

OD

75.94

277

73.50

88.90

71.37

110.00

72.80 73.50

130.00

72.80 73.50

130.00

73.50

142.00

73.50

152.4

69.85

97.00

73.50

110

Depth 13,28 13,44 14,14 147,09 149,07 149,62 150,61 283,55 286,59 288,57 290,06 694,36 696,35 698,33 699,31 701,29 701,86 702,84 705,08 707,48 709,19 718,62 721,60 722,04 723,02 732,53 733,51 734,58

Length 13,28 0,16 0,70 132,95 1,98 0,55 0,99 132,94 3,04 1,98 1,49 404,30 1,99 1,98 0,98 1,98 0,57 0,98 2,24 2,40 1,71 9,43 2,98 0,44 0,98 9,51 0,98 1,07

883,80 885,20 889,05 889,30 894,64 896,73 935,64 937,12 970,35 971,58 971,83 973,83 973,98

3,85 0,25 5,34 2,09 38,91 1,48 33,23 1,23 0,25 2,00 0,15

Bridge plu Halliburton EZ drill 7" Top divider Divider EB2 Baker + centreur + anchor Packer 7" RR2 Baker Flow coupling + tubing 5" Vam Indicator collet + tubing 5" Vam + XO 5" Vam x 4" Vam Joint de sécurité + XO 4" Vam x 3"1/2 Vam + tubing Xo 3"1/2 Vam x NU + tubing 3"1/2 NU Crépines slot 10 + blank + crépine Tubing 3"1/2 NU O'ring seal sub Tell tale Bull plug Miscellaneous (Casing, Plug, Fish...) Casing 7" VAM L80

ID 161.7mm

Lbs/ft Bot depth Top depth 23 # 930,00

TBM2-11.WO1

1

2

3

4

5

LN 2.81 B à 149.07 m/TR

MGL KBMG à 286.59m/TR

MGL KBMG à 696.35m/TR

Injection Sub à 701.29 m/TR

6

Packer Hydro 1 à 705.08 m/TR

7

LN 2.75 F à 721.60 m/TR

8

Perfos de 871.50m à BP 7" EZ drill à 883.80 m/Tr

1

Comments Perforation intervals Depth Type Status Complétion descendue le 15-04-03 871,50 879,00 TCP open TCP 4"1/2 6 coups/ft HSD Poids MD table mobile : 4000 lbs Protecteur ligne d'injection 3/8" type NCCL 1706 Max inclination

62°40 à 843m

Type of SCSSV

Wire line retrievable valve

Type of Packer

Retrievable

Bottom gauge

Yes

Activation type

No 3" 1/2

Tubing OD Production casing OD

7" Gas lift

Weight

SG

CSM

Packer fluid Type Completion type

1,02

Simple

20 Klb

15 Klb

Weight/Height on PKR

2.5 T / 0.10m

Rig

Athéna / SN 23 TR NAVIFOR II 13.28m Reference depth Final depth

Packer RR2 à 889.30 m/TR

Bull plug à 973.98 m/Tr

1002m/RKB

Figure 122: Exemple injection chimique dans puits GL en fond de complétion Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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M

ROV

I R C D

CIV C

P 102

GX 844 A/B

M

TA 844 A/B

CIV D

Déshuilant

DS 304

IF 401

DS 301

CIV B

CIV C

CIV B

I R C D

CIV D

P 203

IRCD

I R C D

M

CIV C

CIV B

DA 401

Mandeville

CIV D

IF 402

DS 302

GX 841 A/B

TA 841 A/B/C

Désémulsifiant

Mandeville

Mandeville

DS 303

GX 301 A/B/C

I R C D

M

IF 860 A/B

GX 860 A/B

M

TA 860 A//D

Biocide

DS 305

Header D

Header C

Header B

GX 842 A/B

TA 842 A//D

Biocide

I R C D

M GX 845 A/B

DS 306

TA 845

Anti-dépot

IF 861 A/B

M

GX 861 A/B/C

IF 862 A/B

M

TA 861 C/D

GX 862 A/B/C

INJECTION PRODUITS CHIMIQUE

Eau de mer

Mélange

TA 861 A/B

GX 702 A/B

GX 843 A/B

M

TA 843

Anti O²

Figure 123: Exemple de réseau injection produits chimiques sur puits GIRASSOL

P 101

Production

I R C D

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GL

I R C D

Réseau GL

GX 840 A/B

TA 840

Anti-mousse

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8.12. EXERCICES 25. Quelle est la procédure et quelles sont les précautions d’ouverture d’un puits en production ?

26. Que doit contrôler un opérateur sur le puits dont il vient de relever les paramètres de fonctionnement ?

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27. Quels types d’interventions ont cours sur un puits ?

28. Que monitorer et comment assurer l’intégrité de la fonction « injection produits chimiques » ?

29. Quelles sont les cinq règles de base concernant les produits chimiques ?

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9. TROUBLESHOOTING 9.1. LES DEPOTS Indésirables, les dépôts viennent changer considérablement le bon fonctionnement des installations (modification des écoulements, bouchages, etc.). Ils sont généralement classés en deux catégories: Les dépôts minéraux. Les dépôts organiques.

9.1.1. Les dépôts minéraux Dans la catégorie des dépôts minéraux, on retrouve trois sous ensembles : Les sulfates. Les carbonates. Les savons de calcium. 9.1.1.1. Les sulfates

Les sulfates proviennent d'un mélange de deux eaux. L'une avec des alcalino-terreux (baryum, strontium, calcium) et l'autre avec des sulfates (SO4). Le dépôt se constitue donc au moment du mélange et une de ses caractéristiques principales est une cinétique de formation immédiate. On les retrouve dans la formation (à cause de l'injection d'eau), et le risque principal est donc de colmater des zones de drainage ou de venir modifier les conditions de production aux environs du puits (gravel-pack, perfos, liaison couche trou, etc.). Figure 124: Dépôt de sulfates

D'une manière générale, les sulfates alcalino-terreux ne sont pas solubles par les acides. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Par conséquent on utilisera un inhibiteur de formation que l'on injectera en premier de manière à créer une interface entre l'eau d'injection et l'eau de gisement. Les inhibiteurs utilisables pratiquement sont des "distardeurs" de cristallisation et fonctionnent par effet de seuil (concentration maximale). La durée de la protection dépend des concentrations, des propriétés de la roche ainsi que des hétérogénéités de la formation (variable de 15 jours à 1 an). 9.1.1.2. Les carbonates

Les carbonates sont dus à une précipitation par départ de CO2 équilibrant, par augmentation de la température ou par une baisse de la pression. La formation est lente, car il y a des sursaturations qui durent longtemps. Il y a trois zones de dépôts privilégiées : la LCT, le tubing et la duse de production. L'effet inverse de la pression et de la température rend la prévision de formation difficile, c'est pourquoi on cherchera plutôt à utiliser un traitement préventif. Pour cela, une conception astucieuse des installations (en tenant compte de la température (isolation) et des teneurs en CO2) reste la meilleure approche pour lutter contre les dépôts de carbonate. Le cas échéant, on pourra utiliser des inhibiteurs (distardeurs de cristallisation) ou des traitements acides. Bien que les carbonates soient très solubles dans les acides, c'est une solution qui sera très peu utilisée, car la solubilité est accompagnée d'un dégagement de CO2 ce qui représente une contrainte importante vis-à-vis de la corrosion. Les inhibiteurs de carbonates peuvent être injectés en continu en amont du lieu de dépôt (mais cela nécessite un liner d’injection si le dépôt se forme dans le tubing) L’autre solution est d’effectuer un squeeze dans la formation Figure 125: Dépôt de carbonates

Quand du gaz sec est utilisé pour le gas lift et à cause de son point de rosée, l’injection de gas lift favorise la vaporisation de l’eau de production ce qui augmente la saturation en sels et minéraux. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Les risques augmentent de dépôts de sels et de carbonates près du point d’injection dans le tubing et même dans la vanne de gas lift. L’injection d’eau ou d’inhibiteur de carbonates dans le gas lift peut être une solution préventive. Dans le tubing, les carbonates peuvent être enlevés par décapage à l’eau avec unité de coiled tubing (ou même avec une solution d’acide acétique) 9.1.1.3. Les savons de calcium

Il s'agit là d'un dépôt qualifié d'exotique. C'est en fait un organo-minéral qui ne se forme que dans des eaux basiques telles que celles que nous avons au Cameroun ou au Nigeria. C’est essentiellement des savons de calcium. On en trouve dans le process (à l’interface huile/eau), mais aussi parfois dans le puits. Leur comportement est similaire aux carbonates (Pression favorable, Température défavorable) Solutions: même inhibiteurs que pour les carbonates.

9.1.2. Les dépôts organiques Les hydrocarbures sont en condition supercritique dans le réservoir. Leur évacuation vers la surface provoque alors une sursaturation des alcanes les plus lourds. On distingue deux catégories principales parmi les dépôts organiques: Les paraffines. Les asphaltènes. 9.1.2.1. Les paraffines La cristallisation des paraffines est d'origine thermique (refroidissement).

La solution contre leur formation peut être préventive (chauffage, réchauffage, isolation), ou curative de manière mécanique (grattage), ou encore de manière chimique (cocristallisants, dispersants, solvants, détergents). Figure 126: Dépôt de paraffines Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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9.1.2.2. Les asphaltènes

Les asphaltènes sont les composés aromatiques les plus lourds (>C100), et leurs molécules sont longues et plates. Le dépôt dû à une floculation des molécules asphalténiques colloïdales intervient en général là où le point de bulle est atteint. Toutefois, les conditions de formation des asphaltènes ne sont que très peu maîtrisées aujourd'hui. De plus on notera qu'ils ne sont que très rarement solubles dans les alcanes légers et par conséquent il n'y a pas d'effet rétroactif. Les remèdes utilisés consistent en des traitements chimiques par injection de produits comme de l'acide acétique ou par des grattages au xylème ou encore par des squeezes au DSA 700.

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9.2. EMULSION L’émulsion est favorisée par le ratio gas lift injecté / huile mais aussi par les impulseurs des PCI. Le risque est plus fort avec un BSW élevé, un brut paraffinique, la production de sable, une injection d’inhibiteur de corrosion, une production de condensats. L’émulsion peut induire plusieurs problèmes : Une mauvaise performance du puits Problème de séparation eau/huile et gaz Une mauvaise performance du puits L’émulsion augmente significativement les pertes de charge le long du tubing. En cas de puits instable, cette perturbation se rajoute à la perte de production due à l’ instabilité. De plus, pour le gas lift, l’augmentation de la contre pression dans le tubing rend plus difficile ou même impossible le transfert de l’injection gas lift à la vanne de service. Une émulsion forte, si elle n’a pas été prévue, peut empêcher une pompe PCI de débiter. Il faut dans ce cas, prévoir une injection par liner de désémulsifiant à l’aspiration de la pompe. Problème de séparation eau/huile et gaz L’émulsion rend difficile la séparation eau / huile spécialement pour les brut paraffiniques. Cela peut induire de plus fortes teneurs en hydrocarbures dans l’eau rejetée. Une émulsion sévère induit aussi du moussage et des difficultés de séparation gaz liquide. Cela peut entrainer des risques de déclenchement de séparateur, ou induire un carry-over de l’huile avec le gaz ce qui peut affecter la qualité du fuel gas.

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9.3. LES HYDRATES Les hydrates constituent un inconvénient majeur dans le monde pétrolier. On les retrouve dans tout système où le gaz est présent et les solutions misent en place pour lutter contre leur formation sont lourdes et onéreuses. C'est pourquoi il convient de bien connaître leur fonctionnement afin d'agir au mieux. Figure 127: Hydrate sortie d’une gare racleur

Les hydrates sont des structures cristallines résultant de la combinaison physique de molécules d'eau, d'hydrocarbures et d'autres (H2S , CO2, ...), dans certaines conditions de pression et de température. La première étape de la formation des hydrates est la nucléation. Durant cette phase, les noyaux d'hydrates se groupent pour atteindre la taille critique.

Nucleation

}

KINETIC

Crystallisation

THERMODYNAMIC EQUILIBRIUM

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Puis, le cristal de base ainsi formé grossira par l'ajout de molécules d'eau (cristallisation) jusqu'à atteindre l'équilibre thermodynamique.

Figure 128: Formation des hydrates

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Modes de prévision Il existe deux approches permettant de prévoir la formation des hydrates. La première est dite semi-empirique. C'est une méthode qui permet à l'aide d'abaques (Katz, Campbell), d'estimer le domaine de formation. Toutefois, ces méthodes restent peu précisent, car elles utilisent des mesures expérimentales avec des définitions peu complètes concernant entre autres la composition de l'effluent ou la quantité d'eau en présence. L'approche semi-empirique est donc principalement utilisée pour une première estimation mais ne conduit pas à des résultats aussi précis tels qu'ils apparaissent suite à une étude poussée nécessaire dans certains cas. Outre l'approche semi empirique, la connaissance du domaine de formation des hydrates dans une situation donnée peut être obtenue à l'aide de la méthode analytique. Dans ce cas, on utilise des équations d'état adaptées tout en tenant compte de différentes variables telles que les quantités d'eau en présence ou l'utilisation d'inhibiteur. Ces calculs sont réalisés à l'aide de logiciels tels que SHG ou PRO II, chacun ayant ses propres caractéristiques. Les solutions

P Hydrates Rosée eau Domaine de Fonctionnement

T

Contrôle du domaine

Deshydratation

Inhibition

Figure 129: Les solutions pour le problème d'hydrates Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Pour s'opposer aux hydrates, différentes approches sont possibles. Chacune vise à lutter contre l'un des paramètres de formation. Présence d'eau : dans ce cas, on veillera à déshydrater le gaz, ce qui revient à déplacer la courbe de rosée eau et donc à éliminer toute présence d'eau liquide dans le gaz. Contrôle du domaine : connaissant le procédé et les différentes conditions en pression et en température de l'effluent, cette solution est basée sur un design approprié évitant les points à risque. Inhibition : c'est à dire modifier la composition de l'effluent de manière à déplacer la courbe de formation d'hydrates. On notera que dans le domaine des inhibiteurs, on distingue plusieurs catégories (cinétiques, méthanol, glycol ou les sels). Chaque solution possède ses avantages et ses inconvénients. Ci-dessous, un tableau résumant ces principales caractéristiques. CINETIQUE

METHANOL

GLYCOL

SELS

Quantité

FAIBLE

IMPORTANTE

Coûts

IMPORTANT

FAIBLE

Récupération

FAIBLE

IMPORTANTE

CAPEX

FAIBLE

IMPORTANT

OPEX

IMPORTANT

FAIBLE

Risques

VOLATIL

Corrosion

IMPORTANTE

Autres plus

ECOULEMENT

VISCOSITÉ

NATUREL

Table 5: Principales caractéristiques solutions d'hydrates Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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9.4. LA CORROSION La corrosion génère des dommages susceptibles de provoquer à plus ou moins long terme une perte de fonction, une défaillance de l'équipement concerné. Dans ce chapitre, nous traiterons également les problèmes de l'érosion dans le milieu de la production. Comment ? La corrosion résulte de l'action commune de plusieurs facteurs agissant simultanément : L'eau. Le temps. D'un ou de plusieurs agents corrosifs comme le CO2 ou l'H2S dissous, l'acidité, l'oxygène ou le chlore (mais pas des chlorures). De conditions favorables comme la présence de bactéries, le type d'écoulement, les sels, le sable, la température, les matériaux inadéquats, ou des contraintes trop importantes. A noter qu’il peut y avoir corrosion bactérienne sous dépôt. Le facteur temps. La notion de temps est importante vis-à-vis de la corrosion, car suivant la durée avant nuisance, on aura un comportement différent. De quelques heures à un jour, il s'agit principalement d'acidifications mal inhibées, d'H2S sur des matériaux inadéquats, ou d'une abrasion par le sable. D'une semaine à un mois, il s'agit en général d'un problème lié à la température (>80°C) sur un acier inox. De six mois à deux ans, la cause principale est le CO2 sur le tubing ou autres installations. De dix à vingt ans, la corrosion ne concerne que les structures et non les puits, du moins pas de manière gênante d'un point de vue économique (tubing rentabilisé). La prévention On pratiquera une politique de prévention contre la corrosion face à plusieurs situations. Si la contrainte est telle qu'elle risque de compromettre la production. Si elle représente un danger pour le personnel, le puits ou l'environnement. Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Si la durée de vie du puits est réduite trop fortement. Si les coûts de réparation du puits ou du matériel s'avéraient prohibitifs le moment venu. Une fois le risque probable de corrosion identifié, le choix du mode de prévention reste à définir. Il pourra être choisi parmi les méthodes suivantes : Emploi de matériaux non corrodables (inox, composites), onéreux mais efficace. Actions sur le procédé (contrôle du BSW, traitement du gaz en H2S et CO2), mais qui demande une réflexion lors du design des installations. On notera qu'en ce qui concerne le puits à proprement parler, il faudra attendre les puits intelligents (séparation en fond de puits). Traitements chimiques (avec leurs inconvénients habituels). Protections cathodiques, plus pour les installations de surface. D'une manière générale, on préférera la solution non corrosive, car il s'agit d'une méthode passive sans besoin d'intervention en production et peu coûteuse par rapport à un workover corrosion.

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9.5. LE CONING 9.5.1. Le coning gaz Si la drawdown est excessif, du gaz libre (de la zone du gas cap) peut être aspiré dans le tubing. Ce coning peut transformer un puits gas lifté en puits éruptif. En cas d’un balayage par gas cap, cet effet est généralement défavorable, car il entraîne une surconsommation de gaz et donc limite l’efficacité de balayage du réservoir. Figure 130: Le coning Gaz

Le coning gaz se produit quand l’interface gaz / huile est proche du niveau des perforations. Il est dû au fait que le gaz a une viscosité plus faible et se déplace plus facilement que les liquides. Quand le coning gaz est initié, la PTH augmente significativement. C’est confirmé ensuite en passant le puits sur séparateur de Test et en constatant une plus forte valeur du GOR. Le dusage du puits est inefficace, car le résultat final sera la production du gas cap seul. Si un coning gaz est initié, la seule solution est de fermer le puits pendant quelques heures (parfois quelques jours). Le puits sera redémarré avec une ouverture progressive de la duse de production et il sera stabilisé à un débit de production plus bas. On peut auussi essayer de résoudre ou limiter le problème en intervenant sur la liaison couche-trou.

9.5.2. Le coning eau En cas de drawdown excessif, le coning eau peut survenir. Il survient généralement sous les mêmes conditions. Le risque augmente avec un aquifère actif ou avec maintien de la pression réservoir par injection d’eau.

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Dans le réservoir, l’eau est moins visqueuse que l’huile et pourra se déplacer plus facilement. Le coning d’eau est détecté par une augmentation de la TTH et une (légère) baisse de la PTH. La vérification du BSW le confirmera (hausse importante). Si un coning d’eau est initié, la seule solution est de réduire la production afin d’obtenir un BSW compatible avec les installations.

BHFP

BHFP : THP : THT: dP duse: dT duse :

THP

THT

dP duse

dT duse

Bottom hole flowing pressure = Pression en débit au fond du puits Tubing head pressure = Pression en tête de tubing Tubing head temperature = Température en tête de tubing Différentielle de pression à la duse Différentielle de température à la duse Figure 131: Conséquences d’une hausse du BSW

Cela nous permet de produire normalement le puits jusqu’à ce que le niveau d’interface huile / eau atteigne le niveau des perforations. En cas de BSW trop haut, il faudra ensuite boucher ces perforations et perforer plus haut si possible ou abandonner le puits. La situation devient plus compliquée avec plusieurs couches de production, comme l’eau peut être produite par n’importe quel niveau et pas forcément au fond du puits. La seule solution dans ce cas serait d’arrêter cette entrée d’eau par installation d’un casing patch (si on a accès au casing) ou essayer de water shut off par injection d’un gel spécifique. Actuellement, les casing patch peuvent résister à des delta P limitées et les gels spécifiques ont un effet limité avec le temps comme ils sont détruits lentement par la température. Figure 132: Le coning eau

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9.6. AUGMENTATION DU GAZ CAP Au fur et à mesure de l’extraction de l’huile du réservoir, le gaz au-dessus de l’huile (le gaz cap) se dilate et occupe l’espace disponible. Rapidement, l’interface gaz/huile se situera au niveau de la zone des perforations et le gaz accompagnera la production de l’huile. Ce problème peut être corrigé en condamnant les perforations d’origine à l’aide de ciment et en effectuant de nouvelles perforations plus profondément dans le puits. Figure 133: Augmentation du Gaz Cap

BHFP

BHFP : THP : THT: dP duse: dT duse :

THP

THT

dP duse

dT duse

Bottom hole flowing pressure = Pression en débit au fond du puits Tubing head pressure = Pression en tête de tubing Tubing head temperature = Température en tête de tubing Différentielle de pression à la duse Différentielle de température à la duse Figure 134: Conséquences d’augmentation du GOR

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9.7. MONTÉE DU CONTACT EAU HUILE Au fur et à mesure de l’extraction de l’huile du réservoir, l’eau située en dessous de l’huile remonte et occupe l’espace disponible. Rapidement, l’interface huile/eau se situe au niveau des perforations et l’eau accompagnera la production de l’huile. Ce problème peut être corrigé en condamnant les perforations d’origine à l’aide de ciment et en effectuant de nouvelles perforations à un niveau supérieur du puits. Figure 135 : Montée du contact huile/eau

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9.8. LA PRODUCTION DE SABLE La production de sable est augmentée par les modes de production instables, les bouchons générés, de fortes et rapides variations de la pression en fond de puits (grosses variations du drawdown). La production de sable entraîne certains problèmes possibles : Erosion Dommages causés à la formation Bouchage du puits Bouchage des flowlines Corrosion Emulsion Figure 136: Crépine érodée par le sable

Erosion Une faible vitesse est suffisante pour induire de l’érosion, de fortes vitesses par exemple sur les puits à gaz augmentent l’érosion. La partie la plus exposée est le coude en aval de la duse de production (ainsi que la duse elle-même). Le coude peut être équipé d’un Té pour casser l’effet de jet. Des équipements spécifiques sont disponibles pour réduire l’usure des internes de la duse (internes en carbure de tungstène). Dommage causé à la formation et bouchage du puits La production de sable de la liaison couche trou du réservoir peut résulter en un effondrement de cette zone (de part la cavité créée) et éventuellement une perte du puits. Dépendant de la production du puits, une partie du sable peut rester en fond de puits car la vitesse des fluides produits n’est pas suffisante pour les remonter (c’est en fond de puits que la vitesse est la plus faible). L’accumulation de sable va remplir la partie basse du puits et couvrir les perforations résultant en une dégradation de l’IP.

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Différentes techniques peuvent être ou sont utilisées au niveau de la liaison couche-trou pour contrôler les venues de sable, mais elles se traduisent généralement par une diminution de l’IP. Bouchage de flowlines Le sable va aussi s’accumuler dans les flowlines si la vitesse des fluides diminue. Il est important de racler fréquemment les flowlines en cas de production de sable pour limiter les quantités recueillies par le racleur et éviter son blocage dans la flowline. Corrosion Le sable en s’accumulant dans les flowlines empêche l’action de l’inhibiteur de corrosion. Une corrosion bactérienne sous dépôt peut alors se développer. Emulsion La présence de particules de sable rend difficile la séparation huile eau spécialement pour les bruts paraffiniques: les particules légères se trouvent à l’interface huile eau.

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9.9. LE COLLAPSE Deux types de collapse doivent être évités. Les deux nécessitent un work-over pour réparer: Le collapse Tubing dû à une surpression casing suivant une expansion thermique. Le collapse du tubing peut aussi être dû à un « vidage » du tubing (par exemple puits à gaz avec un plug en fod de tubing et purge volontaire ou accidentelle de la pression en tête de puits) sous l’action de la pression hydrostatique reignant dans l’annulaire. Le collapse Casing dû à une surpression suivant un changement de fluides

9.9.1. Le Collapse Tubing Ce risque survient dès que la capacité de production du puits ou la température réservoir peuvent significativement augmenter la température tête puits. Après la complétion initiale ou un work over, le casing peut être rempli de fluide annulaire jusqu’en haut du casing. L’annulaire est un espace clos entre la tête de puits et le packer si le puits n’a pas de vannes gas lift ou de soupape. Démarrer un puits éruptif va générer une augmentation significative de la température dans le puits, et donc, si le liquide dans l’annulaire n’est pas libre de se dilater (espace annulaire clos) une augmentation très importante de la pression dans l’annulaire. Cela va entrainer une surpression sur le tubing et son collapse. Il faut donc surveiller la pression casing et la maintenir à une valeur acceptable lors du démarrage initial.

9.9.2. Collapse Casing Ce risque est moins fréquent. Il survient quand la résistance actuelle du casing ne peut plus résister aux constraintes de pression malgré les régles de design qui considèrent des marges de sécurité. Lors de la première mise en service du puits, l’annulaire de production est rempli d’eau inhibée. Il y a donc une contre pression (poids de colonne) présente dans cet espace annulaire pour éviter le collapse dû à une forte pression dans l’espace annulaire n°2. Lors de l’activation par gas lift, ce poids de colonne est remplacé par la pression d’injection du gaz.

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Toutefois, si le gaz vient à manquer, l’annulaire se décomprime et la contrainte en pied de casing devient plus forte, d’où risque de collapse. Cinq variables entrent en jeu dans le risque de collapse : celles qui ont une influence positive : o la pression en tête de l’annulaire de production o la résistance du casing o le poids de colonne restante dans l’annulaire de production celles qui ont une influence négative : o la pression en tête de l’espace annulaire n°2 o le poids de colonne dans cet annulaire

9.9.3. Solutions pour éviter le collapse : « faire durer » la situation actuelle. Pour cela, le gas lift sera exclu sur certains puits. La sécurité par rapport au collapse dépend uniquement de l’opérateur. réduire la pression de l’espace annulaire n°2 par : o pose d’un tie back liner, ce qui nécessite de démonter la tête de puits o purge automatique de l’espace annulaire n°2 o purge manuelle occasionnelle de l’espace annulaire n°2 lors d’un arrêt du puits L’espace annulaire n°2 ne sera jamais purgé à zéro, car avec le refroidissement du puits suite à son arrêt, il y a risque de mise en dépression de l’annulaire avec entrée d’oxygène. garantir une pression minimum de l’annulaire de production fermeture SSV sur PSL annulaire

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9.10. METHODOLOGIE DU TROUBLESHOOTING Détection événements puits : par le contrôle des paramètres après raclage (paraffine, sable) Recherche origine événement : test par déduction: identifier le puits responsable test direct : test du puits soupçonné échantillonnage du puits Phase d’apparition d’évènements importants : percées au gaz (suivi du GOR) percées à l’eau (suivi du WLR) hydrates possibilité perte de capteurs Phase de perturbations : petits débits huile, fermeture de puits important débit eau important débit gaz difficulté de produire dans le domaine (risques hydrates...) Détecter au plus tôt les évènements : pour les corriger le plus tôt possible pour ne pas aggraver la situation Avoir en continu une connaissance précise de l ’état du système de production Connaître en permanence la performance de l’isolation thermique Évaluer et gérer les risques hydrates et paraffines Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Éviter le bouchage des lignes sous marines Limiter pertes de production Suivi des paramètres en mode continu : Évaluation des débits en continu au moyen d’information capteurs delta P duses Température Pression réseau) Principe du mode continu : suivi en continu des paramètres estimation des débits par réconciliation des données Contraintes du mode continu : pas d ’opérations spéciales résultats disponibles en continu Avantages du mode continu estimation par DCS débit à partir de la dP duse (calcul par logiciel puits/réseau) accès direct à l ’information détection rapide d ’un événement (suivi et analyse P, T) pas de pertes de production Inconvénients du mode continu faible précision : entre 10 et 15% disponibilité des capteurs

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Suivi des paramètres en mode direct : Mesure directe des débits de puits par test individuel de puits sur le séparateur de test Principe du mode direct: passer un seul puits sur le test Avantages du mode direct: meilleur précision : 2 à 5 % corrélation des mesures duse puits échantillonnage surface représentatif du puits calcul réalisé dans le DCS Inconvénients du mode direct: puits à faible potentiel (limites de la gestion des écoulements, slugging...) écoulement perturbé lors de la période de test L’échantillonnage Objectifs : connaître la composition du fluide et son évolution (BSW, salinité...) Stratégie : analyse échantillons en tête de puits difficultés opératoires représentativité de l ’échantillon

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9.11. RETOUR D’EXPERIENCE

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9.12. EXERCICES 30. Quels sont les dépôts minéraux?

31. Quels sont les dépôts organiques ?

32. A quoi ressemble un hydrate ?

33. Quel est le risque des hydrates pour un puits ?

34. Quels facteurs agissent pour avoir de la corrosion ?

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10. GLOSSAIRE

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11. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1: Exemple d'une composition d'effluent...................................................................8 Figure 2: Enveloppe de phase .............................................................................................9 Figure 3 : Réservoir d’huile ................................................................................................14 Figure 6 : Communication des eaux souterraines sous pression hydrostatique ................15 Figure 7 : Réservoir d’huile ................................................................................................16 Figure 8 : Pression de fond................................................................................................17 Figure 9 : Chute de pression dans un fluide en écoulement ..............................................17 Figure 10 : Pression de puits .............................................................................................18 Figure 11 : Pression hydrostatique dans un puits ..............................................................18 Figure 12 : Duse de contrôle en surface ............................................................................19 Figure 13 : L’écoulement dans un réservoir.......................................................................21 Figure 14 : Pores dans des roches réservoir .....................................................................21 Figure 15 : Liaison couche-trou .........................................................................................22 Figure 16 : Pression dans le trou et dans le réservoir........................................................22 Figure 17 : Pression dans un réservoir ..............................................................................23 Figure 18 : L’écoulement dans le trou................................................................................24 Figure 19 : Passage d’un écoulement liquide à un écoulement à bulles ...........................25 Figure 20 : Types d’écoulement à bulles de gaz................................................................26 Figure 21 : Écoulement à bulles ........................................................................................26 Figure 20 : Écoulement en bouchons ................................................................................27 Figure 21 : Écoulement annulaire ......................................................................................27 Figure 22 : Écoulement en brouillard .................................................................................28 Figure 23 : Production par bouchon dans le tubing ...........................................................31 Figure 24 : Périodes de bouchons .....................................................................................31 Figure 25 : Manomètres de tubing .....................................................................................32 Figure 26 : Feuille de diagramme ......................................................................................32 Figure 27 : Courbes du taux de production........................................................................33 Figure 28: Puits d'injection.................................................................................................34 Figure 29: Cycle de l'eau ...................................................................................................35 Figure 30: Schéma typique puits producteur .....................................................................39 Figure 31: Schéma typique puits injecteur .........................................................................40 Figure 32: Schéma typique puits témoins ..........................................................................41 Figure 33: Principaux moyens d'activation d'un puits ........................................................42 Figure 34: Schéma général d'une pompe centrifuge immergée ........................................43 Figure 35: Principe du gaz lift ............................................................................................45 Figure 36: Principe du gaz lift ............................................................................................46 Figure 37: PFD d'un puits producteur offshore, non éruptif en gaz lift ...............................57 Figure 38: P&ID de puits producteur offshore, non éruptifs en gas-lift..............................59 Figure 39: P&ID de puits non éruptif en PCI ......................................................................60 Figure 40: Vue puit sur console SNCC ..............................................................................62 Figure 41: Vue générale puits producteur sur console SNCC ...........................................63 Figure 42: Vue spécifique puits producteur vue logigramme de sécurité..........................64 Figure 43: Vue générale état puits sur console SNCC ......................................................65 Figure 44: Position du puits dans la chaîne de séparation ................................................68 Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Figure 45: Localisation du puits dans la chaîne de traitement ...........................................69 Figure 46: Schéma séparateur TEST conventionnel avec équipements de comptage des phases ........................................................................................................................70 Figure 47: Consignes de réglage des puits de GIR et JSM Août 2006 (1) ........................72 Figure 48: Consignes de réglage des puits de GIR et JSM Août 2006 (2) ........................73 Figure 49: Consignes de réglage des puits de GIR et JSM Août 2006 (3) ........................74 Figure 50: Exemple de consignes d'exploitation de puits producteur gaz lift .....................75 Figure 51: Exemple de consignes d'exploitation de puits injecteur d'eau ..........................76 Figure 52: Localisation des points de mesure....................................................................77 Figure 53: Historique durant les tests ................................................................................80 Figure 54: Problème au courant d’un test ..........................................................................82 Figure 55: Exemple consigne d’injection chimique pendant le dégorgement d’un puits ....85 Figure 56: Exemple pour une pompe Texsteam 5006 (diamètre piston 1" ........................85 Figure 57: Exemple Instrumentation puits pour mesures...................................................86 Figure 58: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 - Typical instrumented flowline ..................................................................................................88 Figure 59: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 – « Typical instrumented injection line » .......................................................................................89 Figure 60: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 – « Typical shutdown causes matrix » ..........................................................................................90 Figure 61: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 - « Typical shutdown action matrix » ............................................................................................91 Figure 62: : Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 - « Welhead Control Panel Typical Schematic » .............................................................................92 Figure 63: Vue SNCC d’un puits PRODUCTEUR HUILE ERUPTIF avec son logigramme sécurité associé ..........................................................................................................93 Figure 64: Vue SNCC d’un puits INJECTEUR GAZ avec son logigramme sécurité ..........94 Figure 65: Vue SNCC d’un puits INJECTEUR EAU avec son logigramme sécurité ..........95 Figure 66: Vue SNCC d’un puits PRODUCTEUR ACTIVE par GASLIFT avec son logigramme sécurité ...................................................................................................96 Figure 67: Vue SNCC d’un puits PRODUCTEUR ACTIVE par PCI avec son logigramme sécurité .......................................................................................................................97 Figure 68: Extrait de la Company Rule CR EP FPP 135 - "Barriers on Completed Wells" 98 Figure 69: Exemple Tableau ETAT des Vannes de puits sur une plateforme (Rassemblant Test de fonctionnement et Test d’étanchéité).............................................................99 Figure 70: Exemple de Feuille de résultats de Test d’étanchéité.....................................100 Figure 71: Extrait de la Company Rule CR EP FPP 135 "Barriers on Completed Wells" 101 Figure 72: Evolution huile, BSW et GOR en fonction du temps .......................................102 Figure 73: Séparateur de test ..........................................................................................103 Figure 74: Historique durant les tests ..............................................................................104 Figure 75: Problème au courant d’un test ........................................................................105 Figure 76: Points d'échantillonnage au séparateur ..........................................................105 Figure 77: Equipements de wireline.................................................................................119 Figure 78: Treuil d'une unité wireline ...............................................................................120 Figure 79: Presse étoupe hydraulique .............................................................................120 Figure 80: Graisseur ........................................................................................................120 Figure 81: Sas « Lubricator » d'une unité wireline ...........................................................120 Figure 82: Douilles de câble ............................................................................................121 Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Figure 83: Barre de charge ..............................................................................................121 Figure 84: Coulisse mécanique .......................................................................................121 Figure 85: Coulisse tubulaire ...........................................................................................121 Figure 86: Coulisse hydraulique ......................................................................................121 Figure 87: Outil de nettoyage - "Gauge Cutter" ...............................................................122 Figure 88: Outil d'emboutissage - "Swagging Tool" .........................................................122 Figure 89: Bloc d'impression - "Impression Block"...........................................................122 Figure 90: Hérisson - "Scratcher" ....................................................................................122 Figure 91: Outil de repêchage - "Pulling Tool" .................................................................122 Figure 92: Coiled Tubing Unit ..........................................................................................123 Figure 93: Equipements d’une unité Coiled Tubing Unit ..................................................124 Figure 94: Unité de snubbing...........................................................................................125 Figure 95: Cuillère d'échantillonnage...............................................................................132 Figure 96: Mesure du « Top-sédiments » ........................................................................132 Figure 97: Echomètre manuel - schéma de principe .......................................................134 Figure 98: Mesure pression en débit ...............................................................................135 Figure 99: Résultats PDRP..............................................................................................136 Figure 100: Exemple historique du gradient de pression d’un puits.................................137 Figure 101 : Types d’endommagement de la formation...................................................140 Figure 102 : Effet de la zone d’endommagement sur la productivité ...............................141 Figure 103 : Effet du taux d’injection sur la pénétration ...................................................143 Figure 104 : Injection de fluide.........................................................................................145 Figure 105 : Ensemble mélangeur de surface basse pression ........................................146 Figure 106: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts – IDOS 162...............................................................................................................150 Figure 107: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts –CHIMEC 2032 ........................................................................................................151 Figure 108: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts –CH 6738 .................................................................................................................151 Figure 109: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts –CH 2032A ...............................................................................................................152 Figure 110: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts – GT 19.....................................................................................................................152 Figure 111: Exemple de consignes d'injection de produits chimiques selon type de dépôts – DECORRIDOS 83 P10 ..........................................................................................153 Figure 112: Exemple de procédure d’injection d’antiparafines dans puits GL..................154 Figure 113: Exemple de préconisations d’injections de produits sur puits / manifold (1) .155 Figure 114: Exemple de préconisations d’injections de produits sur puits / manifold (2) .155 Figure 115: Exemple de préconisations d’injections de produits sur puits / manifold (3) .156 Figure 116: Chemicals by reference (1)...........................................................................157 Figure 117: Chemicals by reference (2)...........................................................................158 Figure 118: Chemicals by function...................................................................................159 Figure 119: Chemicals by list...........................................................................................160 Figure 120: Exemple injection chimique dans puits PCI en fond de complétion ..............161 Figure 121: Exemple injection chimique dans puits GL en fond de complétion ...............162 Figure 122: Exemple injection chimique dans puits GL en fond de complétion ...............163 Figure 123: Exemple de réseau injection produits chimiques sur puits GIRASSOL ........164 Figure 124: Dépôt de sulfates..........................................................................................167 Support de Formation EXP-PR-PR020-FR Dernière Révision: 27/05/2007

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Figure 125: Dépôt de carbonates ....................................................................................168 Figure 126: Dépôt de paraffines ......................................................................................169 Figure 127: Hydrate sortie d’une gare racleur..................................................................172 Figure 128: Formation des hydrates ................................................................................172 Figure 129: Les solutions pour le problème d'hydrates....................................................173 Figure 130: Le coning Gaz...............................................................................................177 Figure 131: Consequences of increasing BSW ...............................................................178 Figure 132: Le coning eau ...............................................................................................178 Figure 133: Augmentation du Gaz Cap ...........................................................................179 Figure 134: Conséquences d’augmentation du GOR ......................................................179 Figure 135 : Montée du contact huile/eau........................................................................180 Figure 136: Crépine érodée par le sable .........................................................................181

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12. SOMMAIRE DES TABLES Table 1: Critères de sélection du type d'activation.............................................................47 Table 2: Problèmes en fonction du méthode d'activation...................................................49 Table 3: Types de mesures .............................................................................................129 Table 4: Produits injectés, leur fonction et leur point d'injection selon le type de puits ....149 Table 5: Principales caractéristiques solutions d'hydrates...............................................174

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