Gaz-Lift Equipement [PDF]

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Les équipements de production par Gaz-Lift.

SOMMAIRE Introduction (présentation du sujet de mémoire) ...................................................................... Chapitre 1: Gaz-Lift 1.1 Introduction: chaque chapitre doit commencer avec une introduction.................... .. 1.2 .................................................................................................................................. .. 1.3 .................................................................................................................................. .. 1.4 Conclusion: chaque chapitre doit se terminer avec une conclusion ..................... .... Chapitre 2: les équipements de production par Gaz-Lift. 2.1 Introduction: chaque chapitre doit commencer avec une introduction.......... 2.2 ................................ 2.3 ................................ 2.4 ................................ 2.5 ................................ 2.6 Conclusion: chaque chapitre doit se terminer avec une conclusion Chapitre 3: Maintenance des equipements de producion par Gaz-Lift 3.1 Introduction: chaque chapitre doit commencer avec une introducion.......... 3.2 ................................ 3.3 ................................ 3.4 ................................ 3.5 ................................ 3.6 Conclusion: chaque chapitre doit se terminer avec une conclusion Chapitre 4: titre du chapitre 4 4.1 Introduction: chaque chapitre doit commencer avec une introducion.......... 4.2 ................................ 4.3 ................................ 4.4 ................................ 4.5 ................................ 4.6 Conclusion: chaque chapitre doit se terminer avec une conclusion Conclusion générale Références

En tout début d’exploitation, les réservoirs produisant des hydrocarbures ont un potentiel suffisant pour avoir l’écoulement de l’huile et du gaz, qui sont légers, jusqu’aux installations de surface. C’est le cas de la plupart des réservoirs. Chaque réservoir produisant des hydrocarbures a une pression dite “pression de réservoir”. C’est l’énergie (le potentiel) qui permet aux liquides et/ou gaz de jaillir du fond du puits jusqu’à la surface, grâce à la dépression ainsi produite. Au fur et à mesure de la production les réservoirs commencent à s’épuiser, connaissant une chute continue de la pression, et une chute de l’énergie d’éruption. L’éventuelle percée d’eau, qui est un fluide relativement lourd, accentue cette déplétion. Cette pression risque donc, à un moment, de devenir insuffisante pour assurer la production de manière naturelle. Arrivé à ce point, on dit que le puits qui était éruptif est devenu non éruptif. Et nécessite de recourir à des moyens de production artificielle parmi lesquelles on a Le GazLift. la réalisation de cette procédé nécessite un ensemble des équipements divers ces derniers font l’sujet de cette étude technique qui vise les objectives suivantes : -Connaitre le principe de Gaz-lift, son démarrage et les différents complétions et configurations des puits activés par ce procédé. -mieux comprendre la construction, fonctionnement et les calculs des équipements des puits à Gaz-lift. -Afin de exécuter leur maintenance et entretien d’une façon parfaite. mais d’abord on doit parler de procédé lui-même :

1.1 Introduction: ce chapitre est consacré au Gaz-Lift et ça comprend son principe, définition. Historique concise d’évolution de procédé et les différents types et completions. 1.2 Définition et principe du Gaz-Lift : C'est la méthode d'activation la plus utilisée à travers le monde, qui utilise de l'air comprimé à haute pression comme source d'énergie externe. Le principe est d'injecter, par la surface, du gaz préalablement comprimé qui va circuler dans l'espace annulaire (casing-tubing) aussi profondément que possible , et pénétrer dans le tubing, où il y a de l'huile, à travers des vannes. Le gaz étant plus léger va diminuer la densité de la colonne du fluide contenu dans le tubing. Le gaz injecté diminue la densité des fluides produits, réduisant ainsi leur poids (poids de la colonne hydrostatique); rendant ainsi l'énergie du réservoir suffisante pour faire monter les fluides jusqu'aux installations de surface (jusqu'au séparateur). Ceci est similaire à un ajout de puissance en fond de trou pour aider le réservoir à produire. Cette remontée de l'effluent se produit selon l'un des mécanismes suivants ou selon une combinaison de mécanismes : Diminution du gradient dynamique de pression. Expansion du gaz injecté. Déplacement du fluide par le gaz comprimé. La quantité de gaz à injecter ne doit pas dépasser une limite au-delà de laquelle son efficacité diminue. 1.3 Démarrage d’installation de Gaz-Lift Au stade initial, les vannes sont fermées à l’exception de celles qui sont situées suffisamment profond pour que la pression hydrostatique du liquide soit supérieur à leur pression d’ouverture. Dés que la pression est appliquée sur l’espace annulaire, toutes les vannes s’ouvres (fig.1 a) la vanne supérieur est immergée. Pousse par la pression du gaz d’injection, le liquide annulaire est transférée dans le tubing à travers les vannes ouverts, par le principe des vases communicants. Puis la première vanne émerge. Le gaz pénètre dans le tubing et éjecte le liquide qui s’y trouve. Le niveau continue de baisser dans l’annulaire (fig.1 b) et le liquide, ainsi déplacée de l’annulaire dans le tubing, est produit au fut et mesure par gaz lift à partir de la première vanne. Le processus se produit jusqu’à au moment ou la seconde vanne émerge (fig.1 c). il y a alors éjection à partir de la seconde vanne du bouchon de liquide compris entre les vannes 1 et 2. La pression d’injection à l’ouverture de la vanne 2 étant inferieure à celle de la vanne 1. La pression du gaz dans l’espace annulaire décroît et la vanne 1 se ferme (fig.1 b). puis le niveau continuent à chuter. Le liquide déplacé de l’annulaire dans le tubing est produit en surface par Gaz –Lift à partir du deuxième vanne. Le processus se produit jusqu’au moment ou la troisième vanne émerge (fig.1 e). il y a alors éjection à partir de troisième vanne du bouchon de liquide compris entre les vannes 2 et 3, les vannes 1 et 2 étant alors fermées. Ainsi, de proche en proche, on atteint la profondeur finale d’injection (fig.1 f), l’annulaire étant graduellement vidé et le point d’injection étant atteint sans qu’il soit nécessaire de disposer d’une source de gaz à pression élevée. Cette opération de décharge d’un puits est automatique, mais nécessaire, suivre l’évolution du niveau annulaire à l’échométre il est à noter que, jusqu’à l’ouverture de la première vanne, le débit

d’injection devra être maintenu modeste, afin que la montée en pression de l’espace annulaire soit progressive et que la vitesse de passage du liquide dans les vannes ne soit pas trop élevée ; une trop grande vitesse de passage du liquide dans ces vannes risque en effet de les détériorer par érosion.

Figure 1 schéma de démarrage de Gaz-Lift. (D’après Camco).

1.4 Types de Gaz-lift : 1.4.1 Selon le mode d’injection : Il existe deux variantes : a- Gaz- lift continu : Considéré comme une extension de l'écoulement naturel. C'est une injection continue de gaz naturel, à pression et débit déterminés à la base de la colonne de production pour alléger le poids volumique du fluide, ce qui augmente la pression de fond dynamique et génère la pression différentielle requise pour pouvoir produire au débit désiré. Le mélange ainsi constitué peut remonter en surface, le puits étant ainsi redevenu éruptif.

b- Gaz- lift intermittent : Injection intermittente consiste à injecter, cycliquement et instantanément, de forts débits d’un volume déterminé de gaz sous pression dans la partie basse de la colonne de production dans le but de chasser vers le haut le volume de liquide au dessus du point d'injection. Soulagée, la couche se met a débiter de nouveau jusqu'à ce que le liquide s’accumule au dessus du point d’injection, il sera chassé de la même façon et ainsi de suite. 1.4.2 En fonction du type de complétion : peut-être utilise en complétion simple comme en complétion multiple et la production des puits peut être : 1.4.2.1 Complétions pour Gaz-lift direct : L’injection du gaz est effectuée dans l’annulaire tubing-casing et la production se fait par le tubing. C’est le design le plus fréquent de par sa simplicité et sa facilité opérationnelle. 1.4.2.2 Gas-lift inverse (Inverse gas-lift): a)Tubing concentrique (Concentric tubing string): Le gaz est injecté dans un petit tube concentrique appelé « macaroni ». Ce genre de profil est très courant. Le système fonctionne de la même manière avec des tubes concentriques d’un gros diamètre descendus au cours de la vie du puits. Ainsi, il n’est pas rare de voir des tubings 7" recevoir un tube 4"½ pour activer le puits au gas-lift. Cette solution se rencontre en général dans des puits où le gas-lift n’a pas été prévu à la fin du forage du puits et la pose d’un tube concentrique est un moyen simple et peu coûteux d’activer le puits. Le macaroni est en général grâce à une unité de snubbing, avec ou sans pression dans le puits. Dans tous ces puits, la production se fait par le tubing initial et non pas dans l’espace annulaire. B) Gaz-lift avec production dans le casing : Pour les très gros débits, il est possible de concevoir des puits où la production du réservoir passe directement dans le casing avec injection de gaz dans le tubing. Ce procédé présente quelques défauts : tubing et le casing, comme des mesures de pression ou de température. - De gros volumes de gaz sont nécessaires et nécessitants de grandes pressions. - Le design et les équipements sont spéciaux. - Le puits n’est pas adapté au gas-lift intermittent. C)Gaz-lift double (dual gas-lift ): Les complétions doubles ne sont pas faciles ni à descendre, ni à remonter, mais offrent la possibilité de produire dans le même puits deux réservoirs non compatibles pour une production mélangée, parmi les problèmes de cette complétion, soulignons : - La grande complexité des vannes de sécurité de subsurface annulaire. - L’encombrement des mandrins à poche. En général, il n’est pas possible de sortir un tube seul car les mandrins ne peuvent pas se chevaucher d’un tubing sur l’autre. La mise au point des vannes pour ces puits est très délicate. Le gas-lift double est donc assez rare, sauf pour des champs où du gaz à haute pression est disponible, autorisant la décharge sans utilisation de vannes de décharge. D)Le gas-lift parallèle (parallel gas-lift) : Ce mode de production possède les mêmes inconvénients que le Gaz-lift double au niveau de la mise en place de la complétion. Le gaz est injecté dans un tubing alors que le second reçoit la production du réservoir. Ce genre de complétion est utilisé lorsque le gaz disponible n’est pas autorisé à entrer en contact avec le casing. Le Gaz-lift parallèle existe souvent dans de

vieux puits initialement en complétions multiples puis reconverties lorsque l’un des tubings a perdu son usage. 1.4.3 En fonction du circuit d’injection en surface : Le gaz utilisé provient soit du GOR de formation (gas-oil ratio) du gisement d’huile considéré, soit de puits à gaz disponibles dans le voisinage, et on distingue : a) Gas–lift en circuit fermé : C'est le gas-lift qui réutilise le gaz produit récupéré des séparateurs pour le comprimer et l'injecter à nouveau dans le puits, après l'avoir fait passer par toutes les phases de traitement du gaz (déshydratation, dégazolinage). Le gaz se trouve alors dans une boucle. b) Gas-lift en circuit ouvert : Le gaz qui a servi pour le gas-lift est brûlé à la torche ou bien commercialisé après son utilisation. Dans ce cas, le gaz injecté provient d'un autre gisement de gaz. c) Auto–gas lift : Si la complétion du puits le permet, l’huile de réservoir est liftée grâce au gaz produit à partir d’un réservoir de gaz situé au-dessus et pénétrant dans la colonne de production par perforation et dispositif d’injection entre deux packer. 1.5 L'histoire du développement du gas-lift : En 1797, Carl Emanuel Loscher (ingénieur minier allemand) a utilisé de l’air comprimé pour lifter le liquide en laboratoire. La première application pratique de l’air lift n’a été qu’en 1846 par l’américain Cockford qui a activé quelque puits de Pennsylvanie par de l’air comprimé. Le premier équipement spécifique pour le gas-lift a été l’œuvre de l’américain A.Brear en 1865, et qui lui donna le nom de : Oil Injector. 1864-1900 : Pendant cette période lifting consistait a injecter de l’air comprimé par l’annulaire du tubing. 1900-1920 : L’extension de l’air lift, où ce procédé à commencer à être utilisé dans les grands gisement tel : Spindle Top. 1920-1929 : Le gaz naturel commence à être utilisé. L’application du gas-lift grâce au succès rencontré dans le champ de Seminole en Oklahoma. 1929-1945 : Cette ère a connu l’élaboration d’environ 25 000 vannes différentes. Le développement technologique a fait que l’efficacité de l’activation n’a cessé de s’améliorer. De 1945 au temps présent : Depuis la fin de la deuxième guerre mondiale, les différents types de vannes ont laissé place aux vannes réglables à la pression (pressure-operated valves). Plusieurs compagnies se sont penchées sur l’évolution et le marketing de ce genre de vannes. 1957 : L’apparition des vannes de gas-lit retirables par wire-line. 1.6 Avantages et limites de Gaz-Lift : 1.6.1 Avantages -l’investissement au niveau de la complétion du puits est marginal. Des mandrins peuvent être inclus dans la complétion initiale même si le puits est prévu pour produire naturellement dans une première phase. −le Gaz-lift s’adapte à tous les profils de puits : grande déviation ou puits en hélice. La seule limitation est d’avoir la possibilité de descendre un train d’outils au câble pour la pose de vannes si nécessaire. −grâce au Gaz-lift, de gros volumes de fluide peuvent être produits : les pertes de charge sont la seule limite. −le Gaz-lift est tout-à-fait compatible avec de hauts GLR : le gaz de la formation aidera à remonter le contenu du tubing. Cependant, aux faibles pressions de fond, du gaz se libère dans la formation ce qui réduit la productivité du réservoir. −le Gaz-lift est compatible avec la production de solides ou de grands volumes d’eau.

−le Gaz-lift est très flexible : le débit de gaz est facilement ajustable depuis la surface. Les vannes de Gaz-lift sont récupérables au câble à faible coût. −il est possible de commander le puits à distance par télémétrie. 1.6.2 Les limites du Gaz-lift −le gas-lift nécessite d’importants investissements de surface. Du gaz sous haute pression est rarement disponible sur un champ. Ainsi, une station de compression (compression plant) est à prévoir et peut nécessiter la construction d’une nouvelle plate-forme dans les développements offshore. Quand du gaz à haute pression est utilisé, il revient à la surface à une pression basse et doit être re-comprimé pour être vendu ou réinjecté. Il est très rare de nos jours que du gaz soit envoyé à la torche et nous ne pouvons que nous réjouir de cette économie d’énergie liée à la protection de l’environnement. −le gaz-lift en continu fonctionne mal lorsque la pression du réservoir devient très basse. Dans de telles conditions, le gas-lift intermittent peut améliorer les performances du puits. −le gaz-lift a besoin d’une alimentation continue de gaz. Dans une installation en boucle où le gas produit est ré-injecté après re-compression, un arrêt complet des installations peut rendre délicat le redémarrage du champ. Il est alors nécessaire de pouvoir alimenter au moins un puits pour produire le gaz additionnel qui alimentera les autres puits. Parfois, un ou deux puits équipés de pompes électro-submersibles sont à prévoir pour permettre de produire les premiers volumes de gaz. −le gaz-lift est très sensible à la pression en tête de puits et peut devenir très peu performant quand cette contre pression est élevée. −si le gaz est corrosif, il faut soit le traiter, soit mettre en place des complétions en aciers spéciaux. −le gaz-lift s’accompagne de problèmes de sécurité et de précautions à prendre Due à la manipulation de gaz à haute pression. Ces problèmes sont décuplés en la présence de H2S dans le gaz. 1.7 conclusion : on a étudier d’une manière brève les principaux axes de Gaz-lift comme le principe, démarrage et complétions et types qui rentre dans le cadre de comprendre le principe générale de fonctionnement des équipements et leur présence par fois dépend de la complétion mise en place.

2.1 Introduction: ce chapitre va parler des différents équipements de surface comme (les duses, l’intermitteur, compresseur …etc) et les équipements de fond comme (tubing, packer,

clapet anti retour, et les plus important qui est la vanne de démarrage…etc) en expliquant leur principe de fonctionnement et quelques calculs liées à ce dernier. 2.2.1 Les équipements de surface : 2.2.1.1 station de compression fig. 5 : On utilise généralement les stations de compression à deux quelque fois à trois étages, ceci implique l’emploi des refroidisseurs entre les étages. Dans certains régions on utilise aussi fréquemment des compresseurs mobiles soit pour aider au démarrage qui requirent une pression supérieure à la pression de régime.

Figure 2 installation de compression (exterrran brochure)

2.2.1.2 la duse variable (pour Gaz-Lift continu) : Elle est placée sur la conduite d’arrivée de gaz en amont de la vanne d’annulaire. cette duse variable permet d’assurer et de régler le débit de gaz injecté. Son corps est généralement fabriqué de fer ductile pour les duse à filetage et d’acier pour les duses à bride mais certaines modèles sont fabriqués de carbure de tungstène qui ont une meilleure résistance à l’abrasion et aux chocs donc elles sont destinées pour travailler dans des conditions de service sévères.

Figure 3 duse réglable (modèle ACV Weatherford)

2.2.1.3 l’intermitteur (Gaz-Lift intermittent) : C’est le type de contrôleur de surface le plus utilisé. Ce contrôleur est flexible car la fréquence du cycle et la durée des injections peuvent être ajustées. Son désavantage est qu’il nécessite une source d’énergie pour actionner l’horloge et un grand nombre d’équipements. Il n’est pas recommandé pour les systèmes où plusieurs puits proches peuvent s’ouvrir simultanément et faire chuter la pression d’alimentation du gaz. Le fonctionnement de cet appareil doit par ailleurs être automatique. Il comporte donc en général fig :  une vanne automatique (1)  une clapet de commande de cette vanne (2)  un mécanisme d’horlogerie chargé d’actionner ce clapet (3)  un détendeur (4) avec un pot de purge chargé d’assurer l’alimentation du system en gaz à la pression désirée.

Nous passerons sur la description de la vanne automatique, du détendeur et du pot du purge qui ne présentent rien de particulière et dont les principes sont connus pour considérer seulement l’ensemble mécanisme d’horlogerie, clapet et commande du clapet fig . Une horloge (1) transmet son mouvement à un barillet (2) ; celui-ci est muni à sa périphérie de petits barreaux amovibles disposés à l’intervalles réguliers (3). Le clapet (4) à 3 voies permet :  Soit l’alimentation du servomoteur de la vanne en gaz (ouverture de la vanne)  Soit la mise en communication de servomoteur de cette vanne avec l’atmosphère (échappement, fermeture de la vanne). La liaison barillet-clapet est assurée par un levier (5) portant une came (6) : cet ensemble est soulevé par les barreaux au passage de chacun de ceux-ci contre la came. Un dispositif à vis permet de faire varier la hauteur de la came (7). En conséquence :  La vanne automatique reste fermée tant qu’aucun barreau n’est en contact avec la came.  Elle s’ouvre et une injection s’effectue donc, chaque passage d’un barreau contre la came. Les réglages de périodicité et de durée de l’injection s’effectue de la façon suivante :  Périodicité de l’injection : on supprime ou on ajoute des barreaux sur la barillet de façon à augmenter ou diminuer l’intervalle entre ceux-ci  Durée de l’injection : on fait varier la hauteur de la came : plus la came sera haute, plus son plan incliné restera longtemps sur chacun des barreaux et plus la vanne automatique restera longtemps ouverte.

2.2.1.4 dispositifs de mesures (fig. et fig. ) Le bon fonctionnement du Gaz-Lift, en particulaire pendant la phase de démarrage, passe par le suivi en surface des paramètres d’injection : pressions-débits. 1. Manometre (PI : pressure Indicator). 2. Thermometre (TI : Tempreture Indicator). 3. Enregistreur continu de pression (PR : Pressure Recorder). 4. Duse manuelle de réglage de débit de gaz. 5. Orifice déprimogène. 6. Enregistreur de débit (FR : Flow Recorder).

Figure 4 schéma simplifié du matériel de contrôle ou de réglage nécessaire en surface (ENSPM formation industrie).

Figure 5 Enregistrement continu des pressions tubing et casing (ENSPM formation industrie).

-en plus de manomètre et thermomètre équipant habituellement l’arbre de noël, la conduite d’injection sur l’annulaire comportera double enregistreur de pressions tubing et casing. En outre, on pourra vérifier le débit d’injection en mettant en place un débitmètre La mesure est habituellement réalisée en utilisant un système à orifice déprimogène et enregistreur de type Barton. 2.3 les equipements de fond 2.3.1 tubing : Le tubing est une conduite verticale destinée à acheminer des hydrocarbures du gisement en surface. La longueur du tubing dépend de la profondeur du puits et il est composé de plusieurs tubes assemblés par filetages. 2.3.2 packer Un puits en gas-lift sont parfois équipés de packer de fond avec un bypass pour que le gaz puisse descendre le plus bas possible. En général ils sont de type amovibles et sont récupérés par wireline leurs mise en place peut être effectué par câble électrique ou hydrauliquement. le « by-pass » peut-être concentrique au mandrin du packer ou parallèle. 2.3.3 tubing anchor catcher Il a deux foncions principales, la première est d’ancrer le tubing au parois de casing. la deuxième est si le tubing va tomber il le attrape. la réalisation des deux fonctions dépend de mouvement de tubing dans la plus part des modèle mais il y a des modèle qui travaillent tous le temps comme des Anchor et catcher à la fois peu importe le mouvement de tubing string. Il ya des types avec des diamètre plus petite qui favorise le bon écoulement à travers l’espace annulaire et meilleur performance de puits, ils peut être mise en place au niveau des perforations ou au dessous des perforations en ancrant tous le tubing fig. .

Figure 6 Slimline Tubing Anchor Catcher à droite et Baker Tubing Anchor Catcher à gauche (apergy gaz-lift equip catalog).

2.3.4 On/Off tools : C’est un joint qui permet l’isolation de la zone inferieur de tubing à l’aide de bouchon de couvrement placé par wireline. Il permet aussi au packer de rester au puits même si le tubing doit être remonté au surface pour des travaux de maintenance. Quand le re-run et le tubing string sont réintroduits dans le stinger le bouchon peut être récupéré par wireline.

Figure 7 On/Off tools (apergy Gaz-lift Catalog)

2.3.5 Stinger Est une composante de On/Off tool qui est connectée au packer de haut, stinger est souvent placé au dessus de packer avec un bouchon en place pour empêcher l’écoulement de puits lors d’installation de tubing.

Figure 9 Springer (apergy Gaz-Lift Catalog).

2.3.6 Pump out plug Joue le rôle d’un pont temporaire qui isole le tubing et l’espace annulaire pour installer un packer. le bouchon est simplement enlevé en appliquant une pression sur le tubing.

Figure 8

2.3.7 Wireline Re-entry Guides :

Est utilisée pour assurer l’introduction des outils de wireline de tubage vers tubing en toute sécurité. Seulement la partie superieur est fileté, ils s’attachent à l’extrémité inferieure de tubing. Il est désigné avec un guide à chanfrein et diamètre intérieur complètement ouvert. .

2.3.8 Les mandrins : On trouve principalement trois types de mandrins :  les mandrins dits conventionnels.  les mandrins à poche latérale.  les mandrins pour vannes concentrique. 2.3.8.1 Les mandrins conventionnels : Ils sont fabriqués à partir d’éléments de tubing. Les vannes et les clapets anti retour sont vissés avant la descente à la base d’un réceptable qui percé d’un canal permet tant au gaz de passer de l’annulaire vers le tubing. Le positionnement vertical de la vanne est aidé par un petit guide fixé sur le corps du mandrin qui sert aussi de protection lors des opérations de descente ou de remontées. Cet équipement, seul utilisé avant l’invention du mandrin à poche latérale, est employé principalement aux États-Unis sur des puits peu profonds et à terre, où les coûts de Work-Over ne sont pas

prohibitifs. En effet, tout incident de fonctionnement sur la vanne oblige à tuer le puits et à remonter l’équipement.

Figure 10 Mandrin conventionnel récupérable (Weatherford Gaz-Lift catalogue).

2.3.8.2 Les mandrins à poche latérale : fig. et fig. Introduits par le constructeur américain Camco en 1954, les mandrins à poche latérale associés au développement du travail au câble one bouleversé la technique du Gaz-Lift. Le mandrin est fabriqué en acier forgé. Il se présente schématiquement comme un tube ovalisé à fenêtre sur laquelle on a rapporté une poche comportant à sa base un siège de vanne usiné et muni de trous de communication avec le tubing. Les deux extrémités portent des filetages tubing courants. Les mandrins sont descendus ides ou avec des Dummy Valves (vannes pleines utilisé pour tester le tubing) au cours de l’équipement du puits. Ensuite, par travail au câble, on vient placer les vannes de Gaz-Lift. Celles-ci sont équipées de verrous qui les maintiennent en place dans les sièges. De plus, des garnitures réalisent l’étanchéité de part et d’autre du point d’injection. Cette technique de travail au câble qui emploi un matériel spécifique permettent la pose et le repêchage des vannes à tout moment et sans tuer le puits est parfaitement au point et peut être utilisé même dans des puits déviés. En fin, les mandrins à poche latérale permettent aussi d’adapter facilement la profondeur du point d’injection en fonction du déclin de la pression de fond.

Figure 11 coupe d'un mandrin type KBM (Cours de Gaz-lift, éditions Technip, Paris, 1969).

2.3.8.3 Les mandrins avec vanne concentrique : Il existe aussi sur le marché des mandrins particuliers, sans poche latérale, mais équipés d’une vanne concentrique. Le passage de gaz de l’annulaire vers la vanne concentrique se fait par des lumières semblables à celles des chemises de circulation.  Soit être au mandrin : il faut alors remonter le tubing pour changer la vanne ;  Soit être mise en place par travail au câble ; il faut alors remonter la vanne en surface si l’on veut avoir accès au travail au câble en dessous. Ces mandrins avec vanne concentrique peuvent permettre de résoudre certains problèmes tels que problèmes d’encombrement en complétion multiple, ... 2.3.9 LES VANNES DE SECURITE DE SUB-SURFACE Ces vannes ne sont pas toujours descendues pour contrôler l.injection du gaz, mais de plus en plus d’exploitants les exigent pour les puits en mer. Si du côté tubing, il est facile d’installer des vannes, tout se complique du côté annulaire. Un packer supplémentaire avec by-pass est à mettre en place et des pertes de charges supplémentaires apparaissent. 2.3.10. Chambre d’accumulation : Utilise dans les gaz lift intermittent non conventionnelle il s’agit de réduire la hauteur de la colonne hydrostatique pressant sur la formation. C'est une installation réservée pour des puits à très basse pression et produisant assez peu de liquides. Il existe : a. Chambre d’accumulation entre deux packer de tubage : utilisant deux packer au lieu d'un seul. b. Chambre d’accumulation à capacité cylindrique : où est utilisé un seul packer et où toute l'installation (chambre d’accumulation comprise) fait partie de la complétion du puits..  Le premier type donne une capacité maximale de stockage d’huile au fond et ne risque pas d’ensablement des fenêtres de la capacité cylindrique. Il n'est opérationnel que dans des trous cuvelés (tubés).  Le deuxième type n’est opérationnel qu’en trou ouvert, ou si la hauteur de la couche est très importante, ou bien encore si le niveau statique du liquide est en dessous de toit des perforations.

Figure 12 les deux types de chambre d'accumulation. (Petro Wiki)

2.3.11 Les vannes de démarrage Les vanne de Gaz-Lift sont des injecteurs de gaz qui fonctionnent comme des vannes régulatrices tout ou rien : Une vanne comprend deux parties :  La vanne proprement dite ;  Le verrou de positionnement dans le mandrin porte-vanne. Description générale : Le corps de vanne est en acier inoxydable. A l’intérieur, un clapet hémisphérique en carbure de tungstène ouvre ou ferme sur un siège appelé orifice en carbure de tungstène ou en monel dimensionné en fonction du débit d’injection souhaité. Le clapet est relié par une tige au servomoteur. A la base de corps de vanne, la plupart des vannes de Gaz-Lift sont équipées de clapets anti retour. Les vannes de Gaz-lift sont descendues dans les puits à l’aide d’une corde à piano (slick line), manœuvrées par un treuil et posées dans des mandrins (side pocket mandrels). Ces mandrins sont vissés sur le tubing (tubing mounted) et différents types et tailles de mandrins sont disponibles sur le marché. Le choix des mandrins et des vannes dépend de la taille du casing et du tubing, du chemin emprunté par le gaz (annulaire ou intérieur du tubing) et du débit d’injection du gaz. Quand le gaz est injecté dans un tube concentrique de petit diamètre (concentric macaroni), les vannes ne peuvent être manœuvrées au câble (wireline retrievable) et tout changement de design ou toute panne nécessite la remontée du tube concentrique avec une unité de snubbing. Ceci peut concerner le re-positionnement des mandrins, la modification du tarage des vannes de décharge ou le changement de la duse de fond. Les vannes de Gaz-lift permettent de faire descendre le point d’injection à une cote plus profonde en fonction de la pression de gaz disponible. La dernière vanne est appelée la vanne opératrice. et en général, n’est constituée que d’une duse calibrée. Un minimum de 3 bars de

chute de pression est à prévoir sur cette duse pour assurer une bonne stabilité du débit. En positionnant la vanne opératrice le plus profondément possible, on assure une efficacité maximale au gaz injecté. Les vannes situées au-dessus de la vanne opératrice sont appelées les vannes de décharge. (unloading valves). Elles sont utilisées pour éliminer (décharger) les fluides lourds présents à l.intérieur du tubing tels que la saumure circulée durant une reprise ou l’eau de formation qui envahit un puits durant un arrêt. Les vannes de Gaz-lift sont conçues pour s’ouvrir et se fermer suivant certaines conditions de pression et de température existant au droit de la vanne. Ces conditions sont données par des calculs faits à la main ou par un ordinateur et Seront utilisés pour le tarage des vannes à l’atelier. Durant les opérations normales d’exploitation du puits, toutes les vannes de décharge doivent être fermées. Les tailles communes font 1. ou 1. ½ de diamètre extérieur. Un verrou empêche la vanne De sortir de leur mandrin. Les vannes peuvent être remplacées par des bouchons pleins (dummy valves) pour certaines applications telles que le test du tubing. 2.3.11.1 Les types de vanne de démarrage Il y a de nombreux types de vannes mais elles se classent en deux familles principales : les vannes pilotées par la pression du casing (casing operated valves - COV) sensibles à la pression dans le casing ou la pression amont (upstream pressure). Elles sont aussi dénommées pressure operated valves... les vannes pilotées par la pression dans le tubing (tubing operated valves - TOV) sensibles à la pression du tubing ou pression aval (downstream pressure). Elles sont aussi dénommées ’fluide operated valves’. Il y a d’autres types de vannes moins usuels tels que : les vannes à réponse proportionnelle (proportional response valves) les vannes pour écoulement dans le casing (valves for casing flow) les vannes pour gas-lift intermittent. 2.3.11.1.1 LES VANNES OPEREES PAR LA PRESSION DU CASING (COV) A) Mécanisme de la vanne Les vannes « casing operated » sont sensibles à la pression du gaz injecté (la pression du casing). Cependant, il sera démontré dans les paragraphes suivants que la pression en aval (la pression du tubing) a un petit effet sur l’ouverture de la vanne et aucun sur la pression de fermeture. Quand la pression du casing atteint la pression d’ouverture, le soufflet se comprime, tire sur la bille de fermeture et la décolle de son siège. Ce qui permet au gaz de s’écouler au travers de l’orifice. L’écriture des équations montrera que la vanne réagit différemment suivant sa position, ouverte ou fermée, avec des systèmes de forces différents. B) Les principaux composants d’une vanne COV sont : B.1) Servomoteur : il y a deux types : B.1.1) Servomoteur pneumatique à soufflet : Le servomoteur est une chambre à soufflet remplie d’azote sous pression et préréglé par étalonnage grâce à une valve d’admission ou de décompression placée sur le haut de la chambre. Les soufflets sont fabriqués à partir de 2 ou 3 tubes concentriques en monel de diamètres très voisins et d’épaisseur 5/1000 de pouce. Ces tubes sont étirés et pliés à froid. Le soufflet est raccordée à la chambre par soudure à l’argent (sur certaines vannes un liquide au silicone

remplit partiellement le soufflet et passe par un orifice pour amortir les mouvement du clapet).la compression du soufflet représente la course d’ouverture du clapet. B.1.2) Servomoteur mécanique à ressort : Le clapet et sa tige sont solidaires d’un soufflet sans pression interne (pression atmosphérique équivalent à zéro) qui ne sert qu’à la transmission des forces et n’est pas influencé par la température. Dans le puits, au fond, la pression d’ouverture et de fermeture vont être contrôlées par l’action d’un ressort taré. B.1.3) Comparaison entre les vannes à servomoteur pneumatique à soufflet et servomoteur mécanique à ressort : B.1.3.1) La vanne pneumatique à soufflet : Elle possède les qualités de la régulation pneumatique : la réponse est précise, souple et très sensible. L’étalonnage en surface, très affiné (où en particulier l’effet de température sur la pression d’azote est corrigé), permet de prévoir dans le puits un fonctionnement pratiquement sans surprise. Ce type de vanne est particulièrement bien recommandé pour les puits en Gaz-Lift avec des vannes opérées par la pression d’injection de gaz dans l’annulaire (casing operated) et où la température du gaz est pratiquement stable et bien connue. B.1.3.2) La vanne mécanique à ressort : Son fonctionnement est moins souple que celui de la vanne pneumatique, la réponse de ressort n’étant pas très sensible et ses caractéristiques mécaniques s’altèrent dans le temps. Par contre, son fonctionnement n’est pas influencé par la température. Cet avantage non négligeable lui permet d’être utilisé dans les puits équipés de vannes tubing operated. En effet, la production d’un puits, et par conséquent la température du fluide, n’est pas forcément stable et comme c’est la production qui va commander l’ouverture et la fermeture de la vanne tubing operated, il ne faut pas que celle-ci soit dépendante de l’effet de température. Généralement, la vanne mécanique à ressort employée en vanne tubing operated trouve une application dans les puits produisant par complétion double :  Une source de gaz, commune dans l’espace annulaire, alimente deux trains de tubings qui produisent des fluides qui peuvent présenter des caractéristiques (pression, masse volumique, GLR, …) très différentes ;  Pour faciliter la régulation de l’ensemble, il est généralement préférable d’équiper l’un des tubings en vannes casing operated et l’autre en vannes tubing operated. B.2) la bille et son siège (ball and seat). Quand la bille quitte son siège, le gaz coule au travers d’un orifice (port). La taille de cette restriction appelée Ap (port area) est un des principaux paramètres du tarage de la vanne. Le sous ensemble. bille et siège. (ball and seat) peut être facilement changé en surface pour augmenter ou réduire la taille de l’orifice Ap. Cette taille détermine le débit de gaz. La bille et le siège sont en carbure de tungstène, parfois en monel. B.3) un clapet anti-retour (check valve) pour que le fluide du tubing n’envahisse pas l’annulaire. B.4) un verrou pour empêcher que la vanne ne quitte la poche aménagée pour elle dans le mandrin. B.5) un corps en acier inoxydable. La figure 3.1 donne le schéma simplifié d.une vanne .casing operated. où : − Pb est la pression dans le soufflet (pressure inside the bellow) − Pt est la pression du tubing (tubing pressure) − Pc est la pression dans le casing (casing pressure) − Ab est la section radiale du soufflet (area of the bellow)

− Ap est la section de passage de l.orifice (area of the port) 2.3.11.1.1.1 Forces quand la vanne COV est fermée Les calculs ci-dessous, déterminent la pression amont (casing) nécessaire au niveau de la vanne pour obtenir son ouverture. Toutes les pressions sont des pressions fond, au droit de la vanne. A/ Fo, Forces tendant à ouvrir la vanne la pression du casing Pc comprime le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à ouvrir la vanne et sa valeur est égale à Pc ( Ab - Ap) − la pression du tubing Pt s’applique sur la section de l’orifice Ap. Cette force aussi tend à ouvrir la vanne et sa valeur est Pt . Ap − La somme de ces deux forces donne : Fo = Pc . ( Ab - Ap) + Pt . Ap B/ Fc , Forces tendant à maintenir la vanne fermée La pression de l’azote dans le soufflet Pb agit contre la section radiale du soufflet Ap. Cette force garde la Figure 13 vanne en position fermée et sa valeur est : Fc = Pb . Ab (on notera que cette force est une constante tant que la température reste constante) C/ Ouverture de la vanne La vanne s’ouvrira quand les pressions Fo et Fc seront égales. A ce moment, la pression du casing est appelée Pcvo, pression à laquelle la vanne s’ouvre (casing pressure when valve opens). Fo = Pc . ( Ab - Ap) + Pt . Ap Fc = Pb . Ab Fo = Fc donne la formule

La pression d’ouverture Pcvo dépend de constantes, y compris la pression du soufflet Pb. La seule variable est Pt, la pression du tubing. La vanne s’ouvrira bien sous l’effet du casing qui atteindra une pression Pcvo. Elle est bien « casing operated » mais avec un effet généré par la pression du tubing (tubing effect) : Un coefficient TEF (tubing effect factor) est défini et est invariable : TEF = (Ap / Ab - Ap) TEF est faible, de 5 à 25 %. TE = TEF * Pt TE est appelé effet tubing (en bar ou psi) et est égal à TEF*Pt 2.3.11.1.1.2 Forces quand la vanne COV est ouverte Les calculs ci-dessous, déterminent la pression amont (casing) nécessaire au niveau de la vanne pour obtenir sa fermeture. Les pressions sont des pressions fond, au droit de la vanne.

A/ Fo = Forces tendant à maintenir la vanne ouverte la pression du casing Pc écrase le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à maintenir la vanne en position ouverte. Fo = Pc . Ab B/ Fc = Forces tendant à fermer la vanne la pression d.azote dans le soufflet Pb agit sur la section radiale du soufflet. Cette force tend à fermer la vanne. Fc = Pb . Ab (on notera que cette force est une constante tant que la température reste constante). La vanne se fermera quand les forces d.ouverture et de fermeture seront égales. A cet équilibre, la pression du casing est appelée Pcvc (casing pressure at valve when valve closes). Fo = Pc . Ab Fc = Pb . Ab Fo = Fc donne une formule simple : Pcvc = Pb La force pour fermer la vanne dépend seulement de la pression du casing. La vanne se fermera lorsque la pression dans le casing Pc sera égale ou inférieure à la pression du soufflet Pb aux conditions fond (conditions surface plus effet de la température). C/La plage d’ouverture ou "fourchette" (Spread) La différence entre la pression d’ouverture et la pression de fermeture d’une vanne est appelée la plage d’ouverture ou fourchette (spread). Pour calculer cette plage, l’équation de fermeture doit être soustraite de l’équation d’ouverture. On obtient après résolution du système : Fourchette = TEF ( Pb . Pt) Par exemple, une vanne avec un TEF de 0.11, une pression de soufflet Pb = 700 psi et une pression de tubing Pt = 500 psi aura une fourchette de : Fourchette = 0.11 (700 . 500) = 22 psi La fourchette représente pour chaque vanne la perte de pression annulaire (gas-lift direct) pour obtenir la fermeture de la vanne. Il importe de s’assurer que cette valeur :  N’est pas trop faible car le système deviendrait trop sensible  N’est pas trop forte car cela rapprocherait les vannes les unes des autres et conduirait à un point d’injection final trop haut. Pour agir sur la valeur de la fourchette, il est possible d’agir sur TEF en choisissant une vanne différente car : Ab = diamètre du soufflet Ap = diamètre de l’orifice Néanmoins, le diamètre de l’orifice est dicté par la quantité de gaz à passer. De même, il n’est pas toujours possible de sélectionner des soufflets pour vannes 1"½ car ceci oblige à descendre des mandrins plus gros, pas toujours compatibles avec la complétion. 2.3.11.1.2 VANNES OPEREES PAR LE TUBING (TOV) A) Mécanisme de la vanne L’étude des vannes « tubing operated » suit la même démarche que celle des vannes  « casing operated ».

Les vannes « tubing operated » sont sensibles à la pression de l’effluent (la pression du tubing). Cependant, il sera démontré dans les paragraphes suivants que la pression en amont (la pression du casing) a un petit effet sur l’ouverture de la vanne et aucun sur la pression de fermeture. Quand la pression du tubing atteint la pression d’ouverture, le soufflet se comprime, tire sur la bille de fermeture et la décolle de son siège ce qui permet au gaz de s’écouler au travers de l’orifice. L’écriture des équations montrera que la vanne réagit différemment suivant sa position, ouverte ou fermée, avec des systèmes de forces différents. Les vannes TO de par leur conception, fonctionnent en régulateur de la pression tubing. Si cette pression augmente, le débit gaz augmente et allège la colonne ce qui fait chuter la pression et la ramène à la valeur du design. Le phénomène inverse apparaît si la pression diminue. Les To ont les mêmes composantes la seule différence cette fois-ci en prend un soufflet assisté par un ressort pour cela on introduit le coefficient de ressort St dans les calcules. la Figure: Vanne TO (tubing operated) montre le schéma simplifié d’une vanne « tubing operated » où : − Pb est la pression dans le soufflet − Pt est la pression du tubing − Pc est la pression dans le casing − Ab est la section radiale du soufflet − Ap est la section de l’orifice 2.3.11.1.2.1 Forces quand la TOV est fermée Les calculs ci-dessous, déterminent la pression aval (tubing) au niveau de la vanne pour son ouverture. Pour les vannes sans ressort, il suffit de prendre St=0. A/ Fo = Forces tendant à ouvrir la vanne − la pression tubing Pt comprime le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à ouvrir la vanne et agit contre la section du soufflet Ab moins la surface de l’orifice Ap. Sa valeur est : Pt (Ab - Ap) − la pression du casing Pc agit contre la surface de l’orifice. Sa valeur est : Pc . Ap Fo = Pt . ( Ab - Ap) + Pc . A p B/ Fc = Forces tendant à maintenir la vanne fermée

− la pression d’azote dans le soufflet Pb agit contre la section radiale du soufflet Ap. Cette force garde la vanne en position fermée et sa valeur est : Fc = Pb.Ab

(on notera que cette force est une constante si la température reste constante) − la force du ressort égale à St (Ab - Ap) Fc = (Pb . Ab) + St (Ab - Ap) C/ Ouverture de la vanne Figure 14

La vanne s’ouvrira quand les forces Fo et Fc seront égales. A ce moment, la pression du tubing est appelée Pcvo, pression à laquelle la vanne s’ouvre (tubing pressure when valve opens). Fo = Pt . ( Ab - Ap) + Pc . Ap Fc = (Pb . Ab) + St (Ab - Ap) Fo = Fc donne la formule :

La pression nécessaire à l.ouverture de la vanne provient du tubing et dépend de constantes, y compris la pression Pb du soufflet. La seule variable est Pc, la pression du casing. La vanne est bien .tubing operated. mais avec un effet casing (casing effect factor) : CEF = Ap / Ab - Ap CEF est faible, de 5 à 25 % Si on utilise aussi le ratio R = Ap / Ab, caractéristique de la vanne CEF = R / 1 - R De même l’effet tubing s’écrit Pc * CEF L’équation (1) devient : Ptvo = Pb[1/ (1-R)] + St -Pc [ R / (1-R)] 2.3.11.1.2.2 Forces quand la TOV est ouverte Détermination de la pression tubing à la hauteur de la vanne pour la fermer. A/ Force tendant à maintenir la vanne ouverte − la pression du tubing Pt comprime le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à maintenir la vanne en position ouverte : Fo = Pt . Ab B/ Forces tendant à fermer la vanne − la pression d’azote dans le soufflet Pb s’applique à toute la section du soufflet. Cette force travaille dans le sens de la fermeture et est exprimée par : Fc = Pb . Ab + St (Ab - Ap) (Valeur constante si la température reste constante) Note : Fc = Pb.Ab pour une vanne sans ressort C/ Fermeture de la vanne La vanne se fermera quand les forces d’ouverture et de fermeture seront égales. A cet instant, la pression tubing est appelée Ptvc (tubing pressure when valve closes). Fo = Pt . Ab Fc = Pb . Ab + St (Ab - Ap) Fc = Fo donne la formule Ptvc = Pb + St (Ab - Ap)/Ab Note : Ptvc = Pb pour une vanne sans ressort En utilisant R = Ap / Ab Ptvc = Pb + St (1 - R) La force pour fermer la vanne ne dépend que de la pression du tubing. D/ Plage d’ouverture ou "fourchette" (Spread) La différence entre la pression d’ouverture et la pression de fermeture d.une vanne est appelée la plage d’ouverture ou fourchette (spread). Pour calculer cette plage, l’équation de fermeture doit être soustraite de l’équation d’ouverture. On obtient après résolution du système : Fourchette = CEF {( Pb + St(1-R) - Pc)}

Pour une vanne sans ressort St = 0 Fourchette = CEF (Pb - Pc) 2.3.11.1.3 Autres types de vannes A) Les vannes à réponse proportionnelle Cette vanne est similaire à la vanne COV avec la pression du casing qui agit sur le soufflet mais celui-ci n.est pas pressurisé. Il est emplit d’un gel de silicone et transmet les forces extérieures. Un ressort fournit la force de fermeture. Durant les opérations, le faible espace entre la bille et son siège est ajusté suivant les besoins en gaz du puits. Cette duse variable est asservie aux conditions du puits et en particulier à la pression du tubing. Avantages de ce type de vanne : − le volume de gaz injecté correspond aux besoins du puits (si le tarage a été bien fait et si les paramètres du puits sont bien connus) − adaptée au Gaz-lift double (dual gas-lift) − insensible à la température Inconvénients : − la pression d’injection doit être maintenue constante − le design demande plus de vannes − le design est plus complexe et doit être très précis B) Les vannes balancées Ces vannes assez peu utilisées possèdent un joint torique sur la tige manœuvrant la bille. Ceci permet à la vanne d’être isolée de la pression du tubing et d’avoir la pression d’ouverture et la pression de fermeture égales à la pression du soufflet. Ainsi, la fourchette est nulle quelque soit la taille de l’orifice. C) Les « pilot valves ». Ces vannes sont destinées au Gaz-lift intermittent où des orifices très gros sont nécessaires. Comme les gros orifices posent un problème de « fourchette » trop élevées, ces vannes sont conçues avec deux orifices. Un petit qui entre dans le calcul des formules d’ouverture et qui s’ouvre en premier, c.est le « control port » Ou « orifice de contrôle ». Un second de gros diamètre qui permet de gros débits de gaz, c.est le « power port » ou « orifice de travail ». D) Les vannes pour production par le casing Les vannes avec production annulaire (Gaz-lift inverse - reverse gas-lift) sont semblables aux vannes avec production dans le tubing (Gaz-lift direct - direct gaslift). Elles sont posées au câble dans un mandrin ou vissées au tubing. On retrouve les mêmes composants : soufflet, ressort, siège, bille et clapet anti retour. De même, elles peuvent être opérées par la pression du gaz injecté ou par la pression de l’effluent. Les mandrins sont parfois équipés d’un déflecteur de gaz constitué d’un matériau très dur pour éviter l’érosion de la paroi interne du casing par le gaz injecté.

2.3.11.2 Mise en place et repêchage des vannes de démarrage : A) Le procédure de pose : Pendant le procédure de pose, la vanne, le verrou, et kickover outil sont connectées au corde de slickline et descendues dans le tubing jusqu’à l’outil se trouve sous le mandrin sélectionné fig. a. Kickover outil est lentement élevé à l’intérieur de tubing jusqu’à le doit d’outil entre en contact avec le fente de manchon d’orientation on continuent de tirer vers le haut le kick over se libère ensuite on fait descendre l’outil l’indicateur de poids va donne des lectures de diminution de poids qui indique que la poche latérale de mandrin a été localisé. Fig. b L’action de frappe vers le bas permet à l’ensemble de s’insérer dans la poche latérale de mandrin fig. c La frappe vers le haut de kick over cisaille un goupille qui se trouve sur le verrou fig. d en libérant l’outil et posant la vanne, kickover outil peut être récupéré facilement.

B) Le procédure de repêchage : Pendant le procédure de repêchage, pulling tool et kickover outil sont connectées au corde de slickline et descendues dans le tubing jusqu’à l’outil se trouve sous le mandrin sélectionné fig.e. Kickover outil est lentement élevé à l’intérieur de tubing jusqu’à le doit d’outil entre en contact avec le fente de manchon et il s’arrête fig. f. On tire vers le haut jusqu’ à ce que l’outil se libère puis on la fait baisser, l’indicateur de poids va donner des lectures de diminution de poids donc la poche est localisé. En frappant vers le bas, pulling tool se connecte en toute sécurité avec le verrou fig. g. on frappe vers le haut pour cisailler une goupille de verrou qui libère la vanne par la suite on peut récupérer facilement le train des outils et la vanne fig. h. 2.3.11.3TARAGE DES VANNES EN ATELIER  : 2.3.11.3.1Objectifs du tarage Durant la conception d.une installation gas-lift, il a été possible de calculer pour chaque vanne, les conditions de tarage des vannes. A la surface, les soufflets doivent être pressurisés, en tenant compte des changements de température entre l’atelier et le puits en utilisant un

coefficient Ct. La pression d’ouverture calculée dans les conditions fond est à utiliser pour ajuster la pression d’ouverture au banc de tarage. La pression dans les soufflets en surface est appelée Pbst (Pbst1 pour la première vanne, Pbstn pour la énième). La première étape consiste à pressuriser les soufflets à l’azote en appliquant environ 3 bars (50 psi) de plus que la valeur calculée. La vanne est conservée 15 minutes dans un bain pour stabiliser sa température. Ensuite, une pression prédéterminée est appliquée sur le côté casing (vannes COV) ou tubing (vannes TOV) et le soufflet est purgé lentement jusqu‘à ouverture de la vanne. Après cet ajustement, les vannes doivent rester deux heures dans une cellule sous haute pression pour vieillissement (ageing). Enfin, la calibration est vérifiée en appliquant à nouveau une pression sur le soufflet. Si la pression d’ouverture à changer de 0,5 bar, le tarage doit être refait. 2.3.11.3.2 Tarage des vannes casing operated. la vanne s’ouvre à : Pcvo = Pb . Ab / (Ab - Ap) . Ptvo . Ap / (Ab - Ap) avec Ap / (Ab - Ap) = TEF qui est une caractéristique de la vanne (appelée aussi Kc) − il est possible d’écrire que Ab / (Ab - Ap) = 1 + Kc et l’équation devient : Pcvo + Ptvo . Kc = Pb (1 + Kc) (1) − la vanne de gas-lift est installée dans un banc de test (test rack) comme le montre la figure. L’équation d’ouverture ci-dessus, appliquée au banc de test se modifie avec Pcvo = Potr, Pb = Pbst et Ptvo = 0 et s’écrit : Potr (Ab - Ap) = Pbst . Ab Pbst = Potr / (1 + Kc) (2) Nous avons ainsi une équation entre Pbst, (pression du soufflet à la température de surface bellow pressure at surface temperature) et Potr (pression d’ouverture de la vanne à appliquer au banc de test - test rack pressure to open the valve). Pb est la pression de charge du soufflet à la cote de la vanne avec une température Tiv (bellow charge pressure at depth with Tiv temperature). A la surface, cette pression est Pbst, pression du soufflet en surface avec une température Tset (bellow pressure at surface with a temperature Tset). Pbst et Pb sont en relation directe par le coefficient de correction de température Ct. Pbst = Pb * Ct (3) − en réduisant les équations (1) , (2) et (3), on obtient : Potr = (Pcvo + Ptv. Kc) Ct Cette nouvelle équation nous permet de calculer la pression au banc de test (test rack pressure) à appliquer à l’entrée gaz pour ajuster la pression d’azote dans le soufflet, Pcvo and Ptvo étant données par les calculs Gaz-lift. Le soufflet est pré chargé à une valeur supérieure à Pbst et la valeur de Potr est appliquée à l’extérieur du soufflet. Le soufflet est ensuite purgé lentement jusqu’au décollement de la bille. − rappel de l’équation de fermeture : Pcvc = Pb

Nous avons écrit ci-dessus : (1) Pbst = Pb . Ct and (2) Pbst = Potr (1 + Kc) On obtient la formule suivante : Pcvc = Potr / (1 + Kc) . Ct Pcvc est la pression du casing à la profondeur de la vanne à la fermeture (valve closing casing pressure at valve), mais il serait plus utile de connaître cette pression Pc à la surface et non pas au fond. Pour cela, il suffit de soustraire le poids de la colonne de gaz (gas column weight) entre la surface et la vanne, ΔPc. Pc = Pcvc - ΔPc Pc = [Potr / (1 + Kc) . Ct] - Δ Pc Durant la phase de décharge, la pression du casing en surface devra être baissée à cette valeur pour fermer la vanne. 2.3.11.3.3 Tarage des vannes “tubing operated” la vanne s’ouvre à :

− sur le banc de tarage, la pression du casing est nulle et il est possible d’écrire :

Si le soufflet n.est pas pressurisé, Pb = 0 et Ptro = St A noter que la pression dans le soufflet est ajustée pour tenir compte des changements de température entre le fond et la surface en utilisant le coefficient Ct Pbst = (Pb.Ct) − pour calibrer la vanne, Pb peut être calculée en utilisant l’équation suivante : Pb = Ptvc . St (1-R) Ptvc est donné par le design du gas-lift. R et St peuvent être trouvés dans les spécifications du fournisseur. Par exemple : Ptvc = 1200 psi d’après les calculs St 500 psi et (1-R) = 0.95 d’après le constructeur Alors Pb = 1200 . 500 (0.95) = 725 psi à la température de la vanne Pb = 725 * 0.8 = 580 psi à la température de surface avec Ct = 0.8 − la pression au banc de tarage est calculée comme ci-dessous : Ptro = (580 / 0.95) + 500 = 1110 psi. 2.4 Conclusion : dans ce chapitre on a défini pratiquement la majorité des équipements de production par Gaz-lift et particulièrement les vanne de démarrage qui représente le moteur de cette procédé avec ces spécifiée et calculs.

3.1 Introduction: après savoir et connaitre les équipements et la technique d’activation c’est le temps de parler de leur maintenance. 3.2 Généralités sur la maintenance : 3.2.1 Définition de la maintenance [8] : D’après la norme AFNOR X60-010, la maintenance est définie comme " l'ensemble des actions permettant de maintenir ou de rétablir un bien dans un état spécifié ou en mesure d'assurer un service déterminé ". Maintenir c'est donc effectuer des opérations (de nettoyage, graissage, visite, réparation, révision, amélioration…etc.) qui permettent de conserver le potentiel du matériel pour assurer la continuité et la qualité de production. Ainsi que choisir les moyens de prévenir, de corriger ou de rénover suivant l'utilisation du matériel. L'état d'esprit de la maintenance est de maîtriser les interventions. La maintenance a pour but : Le maintien du capital machine La suppression des arrêts et des chutes de production (garantir la capacité de livraison) L'amélioration de la sécurité et la protection du personnel et de l'environnement. 3.2.2 Les formes de la maintenance : On distingue dans le milieu industriel trois types de maintenance : La maintenance corrective ; La maintenance préventive systématique ; La maintenance préventive conditionnelle. 3.2.2.1 La maintenance corrective : D’après la norme AFNOR X60-010, la maintenance corrective se définit comme "une maintenance effectuée après défaillance". Dans cette approche, les machines fonctionnent sans dépenses particulières pour l'entretien ni la surveillance, jusqu'à l’incident. Dans la maintenance corrective, tout incident sur la machine a une influence sur l'exploitation, et puisque les arrêts sont aléatoires, la planification dans la production est difficile. 3.2.2.2 La maintenance préventive systématique : D'après la norme AFNOR X60-010, la maintenance systématique se définit comme" une maintenance effectuée selon des critères prédéterminés dans l'intention de réduire la probabilité de défaillance d'un bien". La maintenance préventive systématique c'est l'ensemble des visites systématiques effectuées préventivement, préparées et programmées avant la date probable d'apparition d'une défaillance. Attendre que la machine tombe en panne pour la réparer semble être à priori la solution la plus mauvaise, c'est pourquoi certains utilisateurs choisissent la maintenance systématique périodique, mais cette méthode ne tient pas compte des conditions d'utilisation ou de montage. Car la plus part du temps ; des éléments sont remplacés alors qu'ils seraient encore utilisables ou des composants endommagés sont remis en état trop tardivement. 3.2.2.3 maintenance préventive conditionnelle : D'après la norme AFNOR X60-010, la maintenance conditionnelle se définit comme " une maintenance préventive subordonnée à un type d'évènement prédéterminé (auto diagnostique, information d'un capteur, mesure d'une usure) révélateur de l'état de dégradation du bien". "selon l'état" ou prédictive, terme réservé à l'usage aux machines tournantes. Cette forme de la maintenance permet d'assurer le suivi continu du matériel en service dans le but de prévenir les défaillances attendues. La maintenance conditionnelle est liée à l'état de la machine :  Composant à changer uniquement si les tolérances sont atteintes…etc.

 

Arrêt de la machine uniquement si son état le nécessite. Rotor à équilibrer si les tolérances sont atteintes.

3.3 Les équipements et les action de maintenance correspondantes : 3.3.1 la station de compression : maintenance préventive systématique (inspections journalières, des visites, changement des pièces selon une échéancier) et de corrective en cas de défaillance. 3.3.2 duse variable : maintenace corrective 3.3.3L’intermittent Maintenance preventive. 3.3.4 Les instruments de mesure : maintenance preventive étalonnage périodique. 3.3.5Tubing et ces accessoires : maintenance systematique conditionnelle la seuille d’érosion et corrective . 3.3.6 Les mandrins : préventive conditionnelle et corrective 3.3.7 Vanne de sécurité : préventive systématique et corrective. 3.3.8 Vanne de démarrage : préventive systématique (réétalonnage, enlèvement des hydrates de les orifices, décoincement) corrective (reparation des verrou changement de soufflet et ressort)

3.4 : conclusion le choix de types de maintenance pour chaque équipement présente un obstacle car l’information sur ce sujet n’est pas disponible malgré son importance. La maintenance joue un rôle important dans la continuité et l’efficacité de procédé.

On a atteint notre objectifs qui sont : -Connaitre le principe de Gaz-lift, son démarrage et les différents complétions et configurations des puits activés par ce procédé. -mieux comprendre la construction, fonctionnement et les calculs des équipements des puits à Gaz-lift. -Afin de exécuter leur maintenance et entretien d’une façon parfaite. Surement n’est pas parfaite à cause des manques d’informations et documentation. Gaz-Lift c’est une méthode d’activation efficace dont les équipements one une marge de développement très grand et un future brillant surtout avec coiled tubing gaz lift et gaz lift horizontal et autres nouvelle application.

References : Gaz lift equipements catalog, Apergy. Gaz lift equipements catalog, Weatherford Cours de Gaz-Lift par J.de saint-palais et J. Franc, edition Technip. Site web : Petro wiki Production de fond par Dennis Perrin, Georges Gallet. Equipement de produion par agaev. Recuperation assisté « Gaz-Lift » Serpro Sn, Groupe socotec Industrielle Kickover Tools, schlumberger.