Examen EMD + CORRIGÉ 2019-2020 [PDF]

Zitiervorschau

UNIVERSITÉ KASDI MERBAH DE OUARGLA Durée : 1 h 30 FACULTÉ DES HYDROCARBURES. DÉPARTEMENT PRODUCTION EXAMEN : STIMULATION DES RÉSERVOIRS - MASTER 2 - Année scolaire 2019 – 2020 S-1

PROBLÈME No 1.( 4pts ) 1- Schematic of asphaltene precipitation, aggregation, and deposition in wellbore and (b) a typical pressure–temperature (P–T) diagram for an oil sample being produced from an underground reservoir. 2- Décrire les formules développées des paraffines, des asphaltènes, des résines et des cires. 3- Citer les différentes causes de l’endommagement des réservoirs. PROBLÈME No 2 (8Pts) Un réservoir argilo-gréseux a été endommagé par un dépôt constitué de calcaire, dolomite, quartz, plaquettes, fines et silt entrainant une chute de l’indice de productivité. 1- Selon les données ci-dessous calculer le ratio de l’indice de productivité avant le traitement si le régime d’écoulement est permanent. 2- Pour stimuler le réservoir on a opté pour une opération par acidification. Décrire les séquences de pompage en précisant leur but et leur composition ( Design de l’acidification ). 3- Lors de l’acidification, l’acide HF a réagi avec le calcium pour former un précipité. Calculer la solubilité de ce sel si son KPS = 3. 10-11 à 120 oC . ( MCalcium = 40 g/mol ; MFluor = 19 g/mol ) - Pourquoi ce précipité s’est-il formé ? - Quelles sont les propriétés essentielles de ce sel et comment éviter sa formation ? 4- Calculer les principaux paramètres de stimulation d’un réservoir par acidification si le volume d’acide Vae a été déterminé par la méthode ARC ( Acid Response Curve ): Vae = 1,73 .10-4 m3 rs = 1m Se = 12,56 cm2 Données de puits: - K = 40 md - Hutile = 18.3 m =60 ft - Gf = 0.7 psi/ft - Hpuits = Hmi.perfo =3480 m =11417 ft - ΔPsécurité = 500 psi - Pg =274.48 kg/cm2 = 3904.0psi - μ = 0,264 cp

Bo =1.64 bbl/STB re =250 m = 820.21 ft rw = 0,146 ft d =1.03 S = 28 ΔPtbg = 44 psi rs = 1 m

PROBLÈME No 3 ( 8 Pts ) Pour étudier l’incompatibilité des eaux d’injection et de gisement, on a mélangé 100,0 mL d’une solution de BaCl2 de concentration 0,0200 mol/L et 100,0 mL d’une solution de Na2SO4 0,0300 mol/L. - Le sulfate de baryum ( Kps = 1,1 . 10-10 ) précipitera-t-il? - Expliquer l’origine des dépôts du sulfate de baryum dans les réservoirs et les puits pétroliers : formation et croissance, en précisant les localisations des ions Ba2+et SO42-. - Quels sont les remèdes et leurs mécanismes pour prévenir les endommagements par le sulfate de baryum ? - Quelles sont les techniques utilisées pour stimuler un réservoir partiellement endommagé par les dépôts de sulfate de baryum ?

CORRIGÉ TYPE STIMULATION DES RÉSERVOIRS EXAMEN Année scolaire 2019 – 2020 Problème No 1 (4Pts)

S-1

Représenter les structures développées des asphaltènes, des paraffines, des résines et des cires,

a- Quelles sont les propriétés physico-chimiques des asphaltènes (solubilité, précipitation) ? REP : Ce sont des composés aromatiques polycondensés solubles dans le toluène et xylène. Ils précipitent dans le brut pétrolier au-dessous du point de bulles. Les résines favorisent leur dispersion. b- Dans le processus d’exploitation des gisements pétroliers à quel moment y-a-t-il précipitation des asphaltènes : récupération primaire, secondaire ou tertiaire ? Rep : Fin de récupération primaire et pendant la récupération secondaire. c- Quel est le mécanisme de précipitation des asphaltènes lors de l’exploitation d’un gisement pétrolier ? Rep : Au-dessous du point de bulle le départ du propane et butane déstabilise d’abord les résines. Cela entraine la précipitation des asphaltènes d- Comment prévenir la précipitation des asphaltènes et quels sont les moyens pour lutter contre leurs dépôts ?

REP : Maintenir le réservoir sous une pression supérieur au point de bulle par l’injection des gaz associés. Traitement des dépôts par sqeeze du toluène ou xylène. PROBLÈME No 2 (8Pts) Un réservoir argilo-gréseux a été endommagé par un dépôt constitué de calcaire, dolomite, quartz, plaquettes, fines et silt entrainant une chute de l’indice de productivité. 5- Selon les données ci-dessous calculer le ratio de l’indice de productivité avant le traitement si le régime d’écoulement est permanent. 6- Réponse : J =( lnre/rw) / (lnre/rw + S) = ( ln250 / 0.0445) / (ln250 /0.0445 ) + 28 8,634/(8,634+28) = 0.236 7- Pour stimuler le réservoir on a opté pour une opération par acidification. Décrire les séquences de pompage en précisant leur but et leur composition ( Design de l’acidification ). 8- Réponse : a- PREFLUSH

- Éviter les réactions secondaires. - disperser et séquestrer les germes de fluorures insolubles. - Prévenir la corrosion des équipements. - COMPOSITION -Gasoil en tète si risque de sludges - HCl 7,5 % - NH4Cl ou KCl 3% - tensioactif - inhibiteur de corrosion - Agent séquestrant. b- MAIN ACID - BUT Éliminer l’endommagement solide : quartz, sable, argile. Attaque partiel de la matrice pour obtenir un skin négatif. - COMPOSITION - Mud Acid en général. Concentration en fonction des dépôts et de la matrice. a- OVERFLUSH - BUT - Déplacer la solution principale dans la formation.

- Maintenir un environnement acide autour du puits - COMPOSITION - HCl 7,5 %, NH4Cl 3%, gasoil b- DEPLACEMENT - BUT Déplacer les solution dans les formations et faciliter le dégorgement - COMPOSITION De préférence un fluide léger pour faciliter le dégorgement : Gasoil ou fluide gazéifié. c- DÉGORGEMENT - BUT Dégorgement du puits et doit-être réalisée immédiatement après la fin du déplacement. exception faite pour HF généré in situ. - COMPOSITION Fluide gazeifié. 9- Lors de l’acidification, l’acide HF a réagi avec le calcium pour former un précipité. Calculer la solubilité de ce sel si son KPS = 3. 10-11 à 120 oC . ( MCalcium = 40 g/mol ; MFluor = 19 g/mol ). 10- Réponse : CaF2 = Ca2+ + 2 FX X 2X Kps ( CaF2 ) = [ Ca2+ ] . [ F- ]2 = 3.10-11

-

-

-

[ X ] . [ 2X ]2 = 4X3 La solubilité = X = V 3. 10-11/4 X = 1,957 .10-4 mol/L X = ( 3.10-11 /4 )1/3 Pourquoi ce précipité s’est-il formé ? Réponse : Le précipité CaF2 s’est formé à cause de l’inefficacité du Preflush. Le calcium présent dans l’environnement ( matrice et effluent) n’a pas été suffisamment déplacé pour éviter son contact avec l’acide HF. Quelles sont les propriétés essentielles de ce sel et comment éviter sa formation ? Réponse : Le sel CaF2 possède un très faible Kps et forme une substance gélatineuse au caractère irréversible. Cette matière ne peut être attaquée par les acides HCl et HF. Le colmatage du milieu poreux sera irréversible.

- Le Design du Preflush doit contenir suffisamment de HCl ( volume et concentration appropriés ). - L’utilisation d’un tensioactif dans le Design du Prèflush favorise la dispersion des germes du sel et évite ainsi leur agglomération et leur croissance. 11- Calculer les principaux paramètres de stimulation d’un réservoir par acidification si le volume d’acide Vae a été déterminé par la méthode ARC ( Acid Response Curve ): Vae = 1,73 .10-4 m3 rs = 1m Se = 12,56 cm2 Données de puits: - K = 40 md Bo =1.64 bbl/STB - Hutile = 18.3 m = 60 ft re =250 m = 820.21 ft - Gf = 0.7 psi/ft rw = 0,146 ft - Hpuits = Hmi.perfo =3480 m =11417 ft d =1.03 - ΔPsécurité = 500 psi S = 28 2 - Pg =274.48 kg/cm = 3904.0 psi ΔPtbg = 44 psi - μ = 0,264 cp rs = 1 m - Réponse : Vap/Sp = Vae/Se Sp = 2π rs Hu = 2. 3,14 . 1. 18,3 = 114,924 m2 a- Calcul du volume de la solution « Main Acid » Vap = (1,73.10-4 / 12,56.10-4 ) . 114,924 = 15,82 m3 b- Calcul du Débit maximal d’injection

c- Calcul de la pression maximal d’injection Pression de traitement en surface : PTsurf = (PTfond -Phyd) + ΔPtbg Pression de fracturation : Pfrac = Gf × Hpuits = 0,7 × 11417 = 7991.9 psi Pression traitement fond puits PTfond = Pfrac – ∆ Psécurité PTfond = 7991.9 – 500 = 7491,9 psi Pression hydrostatique : Phyd = Hmi.perfos × d/10 Phyd = (3480 × 1,03/10) × 14,5 = 5197,38 psi

PTsurf = (7491,9 – 5197,38) + 44 = 2338,52 psi PROBLÈME No 3 ( 8 Pts ) Pour étudier l’incompatibilité des eaux d’injection et de gisement, on a mélangé 100,0 mL d’une solution de BaCl2 de concentration 0,0200 mol/L et 50,0 mL d’une solution de Na2SO4 0,0300 mol/L. - Le sulfate de baryum ( Kps = 1,1 . 10-10 ) précipitera-t-il? - Réponse : BaCl2 + Na2SO4 = BaSO4 + 2 NaCl X X X 2X 0,0020 mol 0,0015 2+ Kps ( BaSO4 ) = [ Ba ] . [ SO42- ] 0,0015 mole de Na2SO4 et de BaCl2 vont réagir Concentrations des ions Ba2+ et SO42- en solution = (0,0015 .1000 )/150 = 0,01 Pion(BaSO4 ) = [ Ba2+ ] . [ SO42- ] = [ 0.01 ] . [ 0.01 ] = 1,0 . 10-4 mol / L - Pion(BaSO4 ) > Kps ( BaSO4 ) → Il y a précipitation de BaSO4 - Expliquer l’origine des dépôts du sulfate de baryum dans les réservoirs et les puits pétroliers : formation et croissance, en précisant les localisations des ions Ba2+et SO42-. - Réponse : Les dépôts de BaSO4 se forment lors de la récupération secondaire à cause de l’incompatibilité des eaux d’injection riches en ions SO42- et des eaux de gisement riches en ions Ba2+ Les cristaux de sulfate de baryum ayant un très faible Kps, subissent une croissance par adsorption sélective selon la règle de Panetta et Faience. - Quels sont les remèdes et leurs mécanismes endommagements par le sulfate de baryum ? Réponse : Réaliser un traitement de l’eau d’injection –

pour

prévenir

les

a- Par précipitation des sulfates à l’aide du chlorure de baryum. SO42- + BaCl2 = BaSO4 + 2 Clb- Par injection d’un inhibiteur de dépôts tels que l’AD32 un composé de la famille des phosphonates ayant un pouvoir de séquestration des germes de sulfate de Baryum empêchant la croissance des cristaux de BaSO4. - Quelles sont les techniques utilisées pour stimuler un réservoir partiellement endommagé par les dépôts de sulfate de baryum ? Réponse : La fracturation hydraulique : car BaSO4 est insoluble dans l’eau ( Kps = 1,1 . 10-10 ) et ne peut être attaqué par HCl et HF ( Mud acide ). La

matrice doit posséder une perméabilité suffisante pour permettre une infiltration du fluide de fracturation dans la matrice.

STIMULATION DES RÉSERVOIRS EXAMEN DE RATTRAPAGE Année scolaire 2019 – 2020

S-1

Durée 1H 15

Problème No 1 ( 8 pts) Représenter les structures développées des asphaltènes, des paraffines, des résines et des cires, e- Quelles sont les propriétés physico-chimiques des asphaltènes (solubilité, précipitation) ? f- Dans le processus d’exploitation des gisements pétroliers à quel moment y-a-t-il précipitation des asphaltènes : récupération primaire, secondaire ou tertiaire ? g- Quel est le mécanisme de précipitation des asphaltènes lors de l’exploitation d’un gisement pétrolier ? h- Comment prévenir la précipitation des asphaltènes et quels sont les moyens pour lutter contre leurs dépôts ?

Problème No 2 ( 12 pts) Pour stimuler un réservoir argilo-gréseux exploité par les techniques de récupération secondaire avec injection d’eau provenant de l’albien, on a procédé à une acidification pour traiter les endommagements de la matrice aux abords d’un puits. 1 Pour éliminer les dépôts de sels, de fines, de sable, de plaquettes d’argile on a procédé à une acidification. Décrire les séquences du traitement ( but et composition). 2 Quelles sont les origines des dépôts de sels et quels sont leurs mécanismes de formation ? 3 Calculer le débit d’injection de l’acide selon les données ci-dessous. -K = 10 md Bo =1.64 bbl/STB re =250 m = 820.21 ft Gf = 0.7 psi/ft Hpuits = Hmi.perfo = 3480 m = 11417 ft ΔPsécurité = 500 psi Pg =274.48 kg/cm2 = 3904.0psi / rs = 1 m

Hutile = 18.3 m = 60 ft rw = 0,146 ft d = 1.03 μ = 0,264 cp ΔPtbg = 44 psi S = 28

CORRIGÉ TYPE STIMULATION DES RÉSERVOIRS EXAMEN DE RATTRAPAGE Année scolaire 2019 – 2020 Problème No 1 ( 8 pts)

S-1

Durée 1H 15

Représenter les structures développées des asphaltènes, des paraffines, des résines et des cires,

i- Quelles sont les propriétés physico-chimiques des asphaltènes (solubilité, précipitation) ? REP : Ce sont des composés aromatiques polycondensés solubles dans le toluène et xylène. Ils précipitent dans le brut pétrolier au-dessous du point de bulles. Les résines favorisent leur dispersion. j- Dans le processus d’exploitation des gisements pétroliers à quel moment y-a-t-il précipitation des asphaltènes : récupération primaire, secondaire ou tertiaire ? Rep : Fin de récupération primaire et pendant la récupération secondaire. k- Quel est le mécanisme de précipitation des asphaltènes lors de l’exploitation d’un gisement pétrolier ? Rep : Au-dessous du point de bulle le départ du propane et butane déstabilise d’abord les résines. Cela entraine la précipitation des asphaltènes l- Comment prévenir la précipitation des asphaltènes et quels sont les moyens pour lutter contre leurs dépôts ?

REP : Maintenir le réservoir sous une pression supérieur au point de bulle par l’injection des gaz associés. Traitement des dépôts par sqeeze du toluène ou xylène.

Problème No 2 ( 12 pts) Pour stimuler un réservoir argilo-gréseux exploité par les techniques de récupération secondaire avec injection d’eau provenant de l’albien, on a procédé à une acidification pour traiter les endommagements de la matrice aux abords d’un puits. 4 Pour éliminer les dépôts de sels, de fines, de sable, de plaquettes d’argile on a procédé à une acidification. Décrire les séquences du traitement ( but et composition). RÉPONSE b- PREFLUSH

- Éviter les réactions secondaires. - disperser et séquestrer les germes de fluorures insolubles. - Prévenir la corrosion des équipements. - COMPOSITION -Gasoil en tète si risque de sludges - HCl 7,5 % - NH4Cl ou KCl 3% - tensioactif - inhibiteur de corrosion - Agent séquestrant. b- MAIN ACID - BUT Éliminer l’endommagement solide : quartz, sable, argile. Attaque partiel de la matrice pour obtenir un skin négatif. - COMPOSITION - Mud Acid en général. Concentration en fonction des dépôts et de la matrice. d- OVERFLUSH - BUT - Déplacer la solution principale dans la formation. - Maintenir un environnement acide autour du puits - COMPOSITION - HCl 7,5 %, NH4Cl 3%, gasoil

e- DEPLACEMENT - BUT Déplacer les solution dans les formations et faciliter le dégorgement - COMPOSITION De préférence un fluide léger pour faciliter le dégorgement : Gasoil ou fluide gazéifié. f- DÉGORGEMENT - BUT Dégorgement du puits et doit-être réalisée immédiatement après la fin du déplacement. exception faite pour HF généré in situ. - COMPOSITION Fluide gazeifié. 5 Quelles sont les origines des dépôts de sels et quels sont leurs mécanismes de formation?. RÉPONSE : Il y a formation de dépôts de sels sulfates, carbonates et chlorures des métaux alcalins et alcalino-terreux lorsque leurs produits ioniques dépassent leur produits de solubilités suite à une chute de pression et température ou à cause de l’incompatibilité des eaux de gisement riches en chlorures et en métaux alcalino-terreux et des eaux d’injection riche en sulfates et carbonates.

6 Calculer le débit d’injection de l’acide selon les données ci-dessous. -K = 10 md Bo =1.64 bbl/STB re =250 m = 820.21 ft Gf = 0.7 psi/ft Hpuits = Hmi.perfo = 3480 m = 11417 ft ΔPsécurité = 500 psi Pg =274.48 kg/cm2 = 3904.0psi / rs = 1 m

RÉPONSE :

Hutile = 18.3 m = 60 ft rw = 0,146 ft d = 1.03 μ = 0,264 cp ΔPtbg = 44 psi S = 28

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