Fondamentaux de Completion 66s GDL [PDF]

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Fondamentaux de la complétion

Sommaire 1 : Types de complétion 2 : Tête de puits de production 3 : Garniture de production (tubing) 4 : Packers 5 : Vannes de sécurité fond 6 : Accessoires fond 7 : Perforation 8 : Stimulation des puits 9 : Complétion - Points à retenir EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

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Rôle de la complétion Assurer : ●

La connexion entre le gisement et la surface (liaison couche-trou puis transfert vers la surface)

●

L’optimisation de la production avec des équipements spécifiques (activation puits)

●

La sécurité en cas d’incident fond ou incident surface

La complétion permet aussi : De produire sélectivement des réservoirs ou zones multiples ● D’isoler des zones produisant trop d’eau ou trop de gaz ● De contrôler les venues de sable en provenance des formations non consolidées ●

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Types de complétion

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Types de complétion

TROU OUVERT

TROU OUVERT AVEC LINER PRE PERFORÉ

TROU TUBÉ

CASING DE PRODUCTION CIMENT

PERFORATIONS

RÉSERVOIR

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Types de complétion Complétions mono-tubing

TUBING

TUBING

VANNE DE CIRCULATION "SLIDING SLEEVE" PACKER

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Types de complétion Complétion à 2 tubings

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Complétion sélective

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Contrôle des sables en trou ouvert

Utilisation de crépines seules

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Utilisation de crépines et de gravillonnage

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Contrôle des sables en trou tubé

Crépines seules EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

Gravel pack

Injection de résines 9

Contrôle des sables Liner préperforé - Gravel pack

OUTIL DE MISE EN PLACE "CROSS OVER TOOL"

LINER PRÉPERFORÉ SABLE CALIBRÉ

. GRAVEL PACKING: - EN TROU OUVERT (UNDERREAMED) - EN TROU TUBÉ (PERFORÉ)

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. MISE EN PLACE GRAVIER PAR POMPAGE DERRIERE LINER : - PAR CIRCULATION - PAR INJECTION AVEC SQUEEZE DANS LA FORMATION

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Choix de la taille du gravier On prend un gravier qui a un diamètre environ 6 fois plus gros que celui du sable.

Bonne dimension, le gravier n’est pas envahi par le sable de la formation.

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Le gravier est envahi par le sable de formation, la perméabilité sera fortement réduite.

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Equipement de complétion Composition de la colonne de production ● ● ● ● ●

Tubing (diamètre, épaisseur, métallurgie) Packer (obturation de l’annulaire) Vanne de circulation (sliding slide door ou SSD) Un ou plusieurs sièges (landing nipples) pour recevoir ou ancrer des jauges de mesures ou des bouchons mécaniques Equipement d’activation pour les puits peu ou pas éruptifs

Equipement de sécurité Tête de puits (Christmas tree) équipée avec plusieurs vannes ● Vanne de sécurité fond ●

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Équipement des puits éruptifs Avec un puits éruptif, il faut en standard avoir deux barrières de sécurité : ●

une vanne de sécurité fond SCSSV (Surface Controlled Subsurface Safety Valve) ou SSCSV (SubSurface Controlled subsurface Safety Valve) ou DHSV (DownHole Safety Valve)

ET ●

une vanne de sécurité surface SSV (Surface Safety Valve)

afin de pouvoir isoler le puits en cas d’accident de surface

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Tête de puits de production / Xmas tree

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Tête de puits (well head) à la fin du puits

Schéma de la tête de puits à la fin du forage et de la complétion et détail de l’arbre de Noël. EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

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Équipement des puits éruptifs Têtes de puits ( X-mas trees )

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Tête de puits : configuration générale

Tubing head spool

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Tubing head spool : détails Arbre de Noël Control line pour SCSSV Vis pointeau pour verrouiller l’olive Olive (tubing hanger)

Sortie latérale pour le contrôle de l’espace annulaire Tubing Tubing head spool Casing

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Garniture de production (Tubing)

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Tubing

Les fluides remontent du fond à la surface à l’intérieur du tubing. Il est suspendu dans la tubing head par le tubing hanger ou olive.

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Caractéristiques du tubing Diamètre nominal & caractéristiques géométriques : Diamètre nominal, diamètre intérieur et épaisseur, drift ● Diamètre extérieur maximum ● Gamme de longueur : • Range 1 (20 - 24 ft [6,10 - 7,32 m]) & range 2 (28 - 32 ft [8,53 - 9,75 m ]) • Pup joints: 2 - 4 - 6 * 8 - 10 - 12 ft (0,61 - 1,22 - 1,83 - 2,44 - 3,05 - 3,66 m) ●

Connexion, filetage : joints API & joints "premium" Masse nominale Nuance d'acier et caractéristiques métallurgiques : ●

Nuance ou grades d'aciers normalisés par l'API pour les tubings : H40, J55, C75, L80, N80, C90, P105, grades d'aciers améliorés (proprietary grades), aciers inox, alliage et tubes spéciaux

Caractéristiques mécaniques : Caractéristiques principales : traction à la limite élastique, pression d'éclatement, pression d'écrasement ● Déduites : du diamètre nominal, de la masse nominale, du grade, de la connexion ●

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Choisir le tubing Diamètres de tubing et débits potentiels Nominal tubing diameter

Nominal weight

(in)

(lb/ft)

2 3/8"

4.6

50.7

2 7/8"

6.4

62

3 1/2"

9.2

76

4"

10.9

88.3

4 1/2"

12.6

100.5

5 1/2"

17

124.3

7"

29

157.1

9 5/8"

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220.5

CRITERIA

a) OIL : ∆Pfriction b) GAS : ∆Pfriction

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Inside diameter

(mm)

(in) 1.945 2.441 2.992 3.476 3.958 4.892 6.184 8.681

Gas flow rate

(mm)

Drift

Oil flow rate

(m3/d) (in)

48.3 59.6 72.8 85.1 97.4 121.1 153.9 216.5

≤ 0.25 MPa/1000 m (10 psi / 1000 ft) ≤ 1 MPa/1000 m (40 psi / 1000 ft)

(bbl/d) 150

1.901

900

275

2.347

1 700

450

2.867

2 800

700

3.351

4 400

1000

3.833

1700

4.767

3000

6.059

7000

8.525 & &

6 300 11 000 19 000 44 000

velocity velocity

(P = 15 Mpa ≈ 2 200 psi) (103 Sm3/d) (106 cuft/d) 150 275 450 700 1000 1700 3000 6000

≤ 2 m / s (6.5 ft / s) ≤ 10 m / s (33 ft /s)

5 10 16 25 35 60 105 210 22

Packers

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Le packer assure l’étanchéité entre le tubing et le casing de production. Il existe plusieurs modèles : Les packers permanents descendus avant de descendre la complétion, Les packers retirables descendus avec la complétion. L’ancrage de ce type de packer se fait de façon mécanique ou hydraulique.

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Fluides d'annulaire (ou fluides de packer) Fonctions et conditions requises : Protéger le casing ⇒ fluide "non corrosif" ● Pas de sédimentation ⇒ fluide sans solide ● Diminuer les efforts sur le packer, le casing, le tubing ● Aider au contrôle du puits ●

Principaux fluides (en fonction de la densité requise) : Saumure ● Eau ● Gas oil ● Huile ●

Protection contre la corrosion : PH élevé (> 9,5) ● Produits réducteurs d'oxygène ● Produits filmogènes et anti-bactéries (attention à la comptabilité entre les différents produits) ●

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Principaux types de packers Principales caractéristiques : ● ● ● ● ●

Garniture d'étanchéité Mécanisme d'ancrage Procédure de pose Type de connexion tubing-packer Modalité de récupération

Classification (basée sur la modalité de récupération) : Packers permanents ● Packers retirables ●

Autres paramètres pour choisir le packer Pression différentielle ● Température, fluides : Elastomère, métallurgie ● Diamètre de passage interne ● Réputation du fabricant et expérience utilisateurs ●

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Packers permanents

Ce type de packer est soit descendu au câble et ancré avec une charge d’explosif, soit descendu

Outil de pose d’un packer permanent

au bout des tiges et ancré mécaniquement.

descendu aux tiges

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Packers retirables Packer hydraulique retirable

Packers mécaniques récupérables

Ancrage en traction EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

Ancrage en compression 28

Avantages et inconvénients des packers permanents Avantages des packers permanents ● ● ●

● ● ●

Simple Très fiable Supporte : • Des efforts mécaniques importants • Une pression différentielle élevée Large diamètre interne pour un casing donné Flexible quant à la connexion tubing-packer Peut être laissé en place pendant un workover pour changer un équipement de production

Inconvénients des packers permanents “Enlevé” seulement en reforant ou en surforant ● Si locator : • Risque de détérioration étanchéité ●

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Avantages et inconvénients des packers retirables Avantages des packers retirables Descente directement avec le tubing ● Possibilité de complétion double ● Possibilité d’en installer plusieurs en même temps ● Théoriquement plus simple à récupérer lors d’un workover ●

Inconvénients des packers retirables Plus compliqué ● Petit diamètre interne pour un casing donné ● Une fois récupéré, doit être reconditionné avant réutilisation ● Si bloqué, le forage est parfois difficile ●

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Vannes de sécurité fond (Subsurface safety valves)

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Vannes de sécurité fond

Ces vannes sont placées quelques dizaines de mètres sous la surface du sol ou sous le fond de la mer. Le modèle le plus répandu est les SCSSV. Ce sont des vannes fail safe à la fermeture, une ligne maintenue en pression, la control line, les relient à la surface. Il y a fermeture de la vanne si la pression est perdue dans la control line.

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Vannes de sécurité de fond (SubSurface Safety Valve : SSSV) : terminologie & technologie Surface Safety Valves (SSV) : pour mémoire SubSurface Safety Valve (SSSV) : ●

SSCSV : SubSurface Controlled subsurface Safety Valves* (vannes de sécurité de fond autopilotées – storm chokes) : • Pressure differential valves (opérées par la pression différentielle) appelées aussi Velocity valves • Pressure operated valves (opérées par la pression locale)

●

SCSSV : Surface Controlled Subsurface Safety Valves* (vannes de sécurité de subsurface commandées depuis la surface) : • WLR : Wire Line Retrievable (récupérable au câble) • TR : Tubing Retrievable (solidaire du tubing) appelée aussi Tubing Mounted : TM & aussi : • SSTA : vanne de sécurité de subsurface tubing-annulaire

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Procédure de test d'une SCSSV Test : ●

Avec la pression du puits

ou ●

Sur plug

Déroulement : ● ● ●

Fermeture du puits (vanne latérale) Fermeture de la SCSSV Purge en tête de puits jusqu'à : • La pression atmosphérique ou

● ●

●

• Le ∆P désiré Observation Si SCSSV avec dispositif d'égalisation : • Ouverture de la SCSSV en pompant dans la ligne de contrôle • Observation • Et, si test "sur plug", récupération du plug Sinon : • Pompage dans le tubing pour égaliser la pression • Et idem ci-dessus

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Critère de test et périodicité Critère de test (API RP 14B) : Liquide : 400 cc/min i.e. 24 l/h [≈ 0,1 gal/min ou 14 . 10-3 scfm] ● Gaz : 15 scfm [≈ 425 l/min ou 25,5 m3/h] ●

Périodicité de test : Chaque fois que la vanne est retirée ● Chaque année ● Règles spéciales si opérations simultanées (forage, complétion, production, etc.) ●

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Storm choke et SCSSVs

Storm choke EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

Wire line retrievable SCSSV

Tubing retrievable SCSSV 36

Accessoires de fond

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Accessoires de fond Travail au câble : équipement de base Dispositifs de circulation Sièges & accessoires associés Autres éléments de fond

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Équipement de surface pour le travail au câble

Disposition des équipement EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

Presse étoupe & BOP double 39

Quelques outils de contrôle & d'entretien

Gauge cutter EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

Gratteur

(Scratcher / Nipple brush)

Poire

(Swaging tool) 40

Quelques outils de repêchage

Harpon

(Wireline grab) EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

Empreinte

(Impression block)

Overshot 41

Accessoires de fond

Les vannes de circulation (SSD : Sliding Side Door) permettent de faire une communication entre le tubing et l’espace annulaire casing – tubing.

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Les sièges permettent d’ancrer des outils de mesure, des bouchons, ..

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Sliding side door & Shifting tool

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Mandrin à poche latérale & Kickover tools

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Sièges top ou bottom no-go & Accessoires Exemples : (blanking plug & equalizing check valve)

Baker Hughes Top No-Go EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

Baker Hughes Bottom No-Go 45

Blast joint & Flow coupling

Blast joint EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

Flow coupling 46

Perforation

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Perforations – Charges creuses

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Méthodes de perforation

Expendable gun

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Through tubing

Casing gun

Tubing conveyed

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Perforation

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Perforation en surpression avant équipement du puits Perforation avant la descente de la complétion, le puits est plein de fluide de complétion, la pression en face de la couche est supérieure à PG. Avantages ●

Bonne pénétration, méthode fiable, possibilité de tirs dans plusieurs directions, pas de débris dans le puits

Inconvénients ●

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Risques de colmatage, descente difficile dans les trous fortement déviés, longueur limitée des canons ⇒ nécessité de faire plusieurs runs 51

Perforation avec TCP (Tubing Conveyed Perforation) Les canons sont descendus avec la complétion, le puits est en dépression au moment du tir Avantages

Bonne pénétration, Pas ou peu de risque de colmatage des perforations, Pas de problème pour la descente dans les puits fortement déviés, Densité de tir importante, Possibilité de perforer en une seule fois une grande longueur (quelques centaines de mètres), ● Le puits est équipé, ce qui est une sécurité. ● ● ● ● ●

Inconvénients

Nécessité de forer une poubelle ou sinon Impossibilité d’atteindre la zone productrice en cas de nécessité d’intervention, ● La performances des charges diminue avec le temps et la température ⇒ risque de mauvais fonctionnement, ● Impossibilité de vérifier si toutes les charges ont bien fonctionné, ● En cas de problème, il faut remonter la complétion ⇒ une perte de temps et des problèmes de sécurité. ● ●

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Perforation en dépression après équipement du puits Avantages Puits en sécurité (complétion en place), ● Peu ou pas de risques de colmatage des perforations (puits en dépression). ●

Inconvénients ● ● ● ● ●

Perforation après la descente de la complétion, la pression en face de la couche est inférieure à PG. EP 20823_a_F_ppt_01 Fondamentaux de la complétion

●

Charges creuses de petit diamètre donc peu puissantes, donc pénétration plus faible, Tir dans une seule direction, Descente difficile dans des trous fortement déviés, Longueur limitée des canons ⇒ nécessité de faire plusieurs runs, Risques de coincement des canons dans le tubing à la remontée, Certains types de canons laissent des débris dans le puits. 53

Méthodes de perforation

Perforation "Overbalanced" avant descente de la complétion Gros diamètre & tirs multidirectionnels ● Conditions de sécurité pas idéales ●

Perforation "Underbalanced" après descente de la complétion ou avec TCP ●

Perforations propres

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Stimulation des puits

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Méthodes de stimulation

Reperforation avec charges à forte pénétration Acidification Fracturation hydraulique

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Traitement de la couche – Acidification But : restaurer la perméabilité au abords du trou ●

Perméabilité réduite à cause : • Du forage, • Des perforations

Formations carbonatées : On utilise l’acide chlorhydrique, l’acide acétique, l’acide formique, ● Les acides attaquent la formation et non les colmatants ●

Formations gréseuses : ●

On utilise un mélange d’acide fluorhydrique et d’acide chlorhydrique (mud acid), l’acide chlorhydrique pour neutraliser les carbonates.

Généralement acide mis en place au coiled tubing après équipement du puits, Pénétration de l’acide de l’ordre de quelques dizaines de centimètres dans la formation.

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Traitement de la couche - Fracturation hydraulique But : Créer des fractures dans la formation pour améliorer la perméabilité aux abords du puits Fracturation de la roche par la pression, La valeur de la pression de fracturation dépend de : • La valeur des 3 contraintes principales effectives, • La cohésion de la roche (résistance à la traction), • L’orientation du puits (inclinaison, azimut), • La température de la roche, • Réactions entre la boue et la formation. ● Les fractures se développent dans le plan perpendiculaire à la contrainte la plus faible (en général, une des contraintes horizontale) ⇒ fractures généralement verticales. ●

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Traitement de la couche - Fracturation hydraulique Propagation de la fracture CASING

CIMENT

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PERFORATIONS

CONTRAINTE MINIMALE

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Traitement de la couche - Fracturation hydraulique Equipement sur site

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Traitement de la couche - Fracturation hydraulique Equipement sur site

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Santé – Sécurité - Environnement Risques liés aux perforations : Utilisation d’explosifs, ● Après les perforations, la couche est en communication avec le puits ⇒ risques de venue. ●

Risques liés à la stimulation : Utilisation d’acides concentrés (HCL à 38 %) et d’autres produits chimiques, ● Pompage haute pression, ● Nombreux équipements supplémentaires sur le site, conduites installées de façon provisoire sous pression. ●

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Complétion – Points à retenir

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Complétion – Points à retenir

Rôle de la complétion : Assurer la connexion entre le gisement et la surface (liaison couche-trou puis transfert vers la surface), l’optimisation de la production avec des équipements spécifiques (activation puits), la sécurité en cas d’incident fond ou incident surface. Permettre également de produire sélectivement, d’isoler des zones et de contrôler les venues de sable. Types de complétion : Trou ouvert, trou ouvert avec liner préperforé ou Gravel pack, trou tubé; Complétion simple ou multi tubing. Equipement de complétion pour puits éruptif : Tubing, packer, vanne de circulation, sièges, vanne de sécurité fond (SCSSV si contrôlé depuis la surface), tête de puits avec vannes maîtresses, vanne de sas/curage, vanne latérale, duse ... Deux barrières de sécurité en production: Vanne de sécurité fond + Packer et Tête de puits de production (Christmas tree) Types de packer : Permanent (design simple, fiable, supporte des efforts importants, a un diamètre intérieur important mais nécessite un reforage ou surforage pour l’enlever) ou retirable (descente avec le tubing, plusieurs à la fois si nécessaire, facile en principe à remonter, mais plus compliqué, avec un diamètre interne plus petit et un reforage difficile en cas de blocage) Equipement divers : Dispositifs de circulation, outils de Wireline, sièges, Blast joint & Flow coupling … Perforations : Overbalanced (gros diamètre et avant descente complétion), underbalanced (après descente complétion ou avec TCP). Perforations propres si underbalanced Stimulation : Reperforation avec des charges à forte pénétration, acidification ou fracturation hydraulique afin de restaurer la productivité après endommagement ou pour améliorer la productivité d’un puits médiocre

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Exemple d'équipement pour un puits éruptif : partie supérieure

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Exemple d'équipement pour un puits éruptif : partie inférieure

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