Le Puits Activé Par Pompage Centrifuge Immergee [PDF]
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LE PROCESS LE PUITS ACTIVÉ PAR POMPAGE CENTRIFUGE IMMERGEE
SUPPORT DE FORMATION Cours EXP-PR-PR040 Révision 0.1
Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
LE PROCESS LE PUITS ACTIVÉ PAR POMPAGE CENTRIFUGE IMMERGEE SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................6 2. LES FONCTIONS DES PUITS ACTIVES PAR PCI ........................................................7 2.1. INTRODUCTION.......................................................................................................7 2.2. L’EFFLUENT ...........................................................................................................10 2.2.1. Description compositionnelle ............................................................................10 2.2.2. Enveloppe de phase .........................................................................................11 2.2.3. Éléments indésirables.......................................................................................12 2.2.4. Caractéristiques d'une huile..............................................................................12 2.2.5. Différents types d'huile......................................................................................13 2.3. EXERCICES ...........................................................................................................14 3. FONCTIONNEMENT DES PUITS PCI ..........................................................................15 3.1. HAUTEUR DE REFOULEMENT .............................................................................18 3.2. Équipement de fond ................................................................................................19 3.2.1. Le diffuseur et l’impulseur .................................................................................20 3.2.2. Le moteur .........................................................................................................21 3.2.3. Aspiration et premiers éléments de pompage ..................................................22 3.3. Équipements alimentation électrique en surface.....................................................23 3.3.1. Circuit puissance ..............................................................................................23 3.3.2. Câbles de puissance ........................................................................................24 3.3.3. Armoire de contrôle (switch board) ...................................................................27 3.3.4. Variateur de vitesse ..........................................................................................28 3.4. System efficiency ....................................................................................................29 3.5. EXERCICES ...........................................................................................................31 4. LES DIFFERENTS TYPES D’ACTIVATION PAR POMPAGE.......................................33 4.1. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES ..........................34 4.1.1. Choix d’une méthode d’activation .....................................................................34 4.1.2. Le pompage centrifuge immergé ......................................................................37 4.1.3. Le pompage à cavité progressive .....................................................................38 4.1.4. Le pompage aux tiges ......................................................................................39 4.2. EXERCICES ...........................................................................................................40 5. REPRESENTATION ET DONNEES DES PUITS ..........................................................41 5.1. REPRESENTATION SUR PFD (PROCESS FLOW DIAGRAM) .............................41 5.2. REPRESENTATION SUR P&ID..............................................................................43 5.3. SYSTEME NUMERIQUE DE CONTROLE ET DE COMMANDE............................45 5.4. EXERCICES ...........................................................................................................49 6. LE PUITS ET LE PROCESS .........................................................................................50 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE ..............................................................................50 7. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT .....................................................................52 7.1. MARCHE NORMALE ..............................................................................................52 7.1.1. Puits producteurs..............................................................................................52 Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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7.1.1.1. Rappel sur la localisation du puits..............................................................52 7.1.1.2. Consignes d’exploitation des puits .............................................................54 7.1.2. Mesures et enregistrements .............................................................................57 7.1.2.1. Définitions ..................................................................................................57 7.1.2.2. Localisation ................................................................................................57 7.1.2.3. La tête de puits...........................................................................................58 7.1.2.4. Les mesures routinières .............................................................................58 7.1.2.5. Procédures.................................................................................................63 7.1.2.6. Quelles utilisations .....................................................................................63 7.1.2.7. Quels types d’enregistrement.....................................................................63 7.1.2.8. Relevés quotidiens.....................................................................................64 7.1.2.9. Conclusion sur les mesures .......................................................................64 7.2. LE DEGORGEMENT DES PUITS...........................................................................66 7.3. MARCHE EN SECURITE........................................................................................67 7.3.1. Introduction .......................................................................................................67 7.3.2. Fonction logigramme de sécurité d’un puits .....................................................67 7.3.3. Fonction Test de fonctionnement et Test d’étanchéité .....................................74 7.3.4. Fonction suivi des espaces annulaires .............................................................77 7.4. CAPACITES MAXI / MINI........................................................................................78 7.4.1. Le séparateur de test........................................................................................79 7.4.2. Test de puits .....................................................................................................80 7.4.3. Précautions avant et durant le test ...................................................................82 7.5. Performance d'une pompe centrifuge .....................................................................83 7.6. EXERCICES ...........................................................................................................87 8. CONDUITE DES PUITS ................................................................................................89 8.1. DESCRIPTION DES OPERATIONS DE CONDUITE DE PUITS ............................90 8.2. LE WELL MONITORING.........................................................................................92 8.3. DEMARRAGE PUITS EN PCI.................................................................................94 8.3.1. Démarrage piloté par système automatisé .......................................................94 8.3.1.1. Objectifs .....................................................................................................95 8.3.1.2. Séquence Marche / Arrêt avec gestionnaire automatique FCW.................98 8.4. GESTION MULTIPUITS........................................................................................105 8.4.1. Démarrage d’un PUITS PCI pour sa mise en PRODUCTION ......................105 8.4.2. Arrêt manuel ..................................................................................................107 8.4.3. Opening procedure for SCSSV.......................................................................108 8.4.4. Temps de stabilisation requis pour un producteur ..........................................108 8.4.5. Comportements transitoires du puits ..............................................................109 8.4.6. Actions “immédiates à la source” pour la performance des puits :..................110 8.5. MISE A DISPOSITION D’UN PUITS .....................................................................111 8.6. MAINTENANCE 1er DEGRE .................................................................................112 8.7. INTERVENTIONS SUR PUITS .............................................................................113 8.7.1. INTERVENTIONS LEGERES.........................................................................113 8.7.2. Interventions semi lourdes ..............................................................................117 8.7.2.1. Le Coiled Tubing ......................................................................................117 8.7.2.2. Le Snubbing .............................................................................................119 8.7.3. Interventions lourdes ......................................................................................120 8.8. MESURES DE FOND ...........................................................................................121 8.8.1. But des mesures.............................................................................................121 Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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8.8.2. Mesures associées .........................................................................................121 8.8.3. Echantillonnage de fond .................................................................................123 8.8.3.1. Types d'échantillonnage...........................................................................123 8.8.4. Détermination des interfaces (top liquide en statique pour contrôle submergence PCI)....................................................................................................124 8.8.5. Mesures de corrosion des tubings ..................................................................125 8.8.6. Mesures de débit et de pression.....................................................................126 8.9. STIMULATION DE PUITS PAR ACIDE ................................................................127 8.9.1. Endommagement de la formation...................................................................127 8.9.2. Récupération secondaire - Stimulation par injection d’acide ..........................128 8.9.3. Types d’acide généralement utilisés...............................................................129 8.9.4. Types d’additif.................................................................................................129 8.9.5. Billes Perf-Pac ................................................................................................130 8.9.6. Pénétration de l’acide .....................................................................................130 8.10. PROCESS ASSOCIES – PRODUITS CHIMIQUES............................................131 8.11. EXERCICES .......................................................................................................142 9. TROUBLESHOOTING.................................................................................................144 9.1. SI, POURQUOI ? ALORS ! ...................................................................................144 9.1.1. Suivi des puits: détection, 1er et 2nd degré ....................................................144 9.1.2. « Report on Records »....................................................................................146 9.1.3. Pompage centrifuge électrique immergé ........................................................147 9.1.3.1. Données nécessaires pour une analyse du fonctionnement ....................147 9.1.3.2. Données minimales à recevoir par les Services centraux ........................149 9.1.4. Problèmes avec la SCSSV .............................................................................151 9.1.4.1. Défaillance des vannes de sécurité..........................................................151 9.1.4.2. Bouchons au redémarrage ou temporaires ..............................................153 9.1.5. Durée de vie d'une unité de pompage ............................................................153 9.1.6. Points d’attention pour PCI .............................................................................154 9.1.7. Blocage au gaz (gas-lock) ..............................................................................154 9.1.8. Cas de dysfonctionnements de PCI................................................................156 9.1.9. Objectifs - Enjeux pour l’opération des ESP ...................................................161 9.1.10. Récapitulatif points d’attention majeurs ........................................................163 9.2. LES DEPOTS........................................................................................................164 9.2.1. Les dépôts minéraux ......................................................................................164 9.2.1.1. Les sulfates ..............................................................................................164 9.2.1.2. Les carbonates.........................................................................................165 9.2.1.3. Les savons de calcium .............................................................................166 9.2.2. Les dépôts organiques ...................................................................................166 9.2.2.1. Les paraffines...........................................................................................166 9.2.2.2. Les asphaltènes .......................................................................................167 9.3. L’EMULSION.........................................................................................................168 9.4. LA CORROSION...................................................................................................169 9.5. LE CONING ..........................................................................................................171 9.5.1. Le coning gaz .................................................................................................171 9.5.2. Le coning eau .................................................................................................171 9.6. AUGMENTATION DU GAZ CAP...........................................................................173 9.7. MONTEE DU WATER OIL CONTACT..................................................................174 9.8. LA PRODUCTION DE SABLE ..............................................................................175 Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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9.9. LE COLLAPSE ......................................................................................................176 9.9.1. Le Collapse Tubing.........................................................................................176 9.9.2. Collapse Casing..............................................................................................177 9.9.3. Solutions pour éviter le collapse : ...................................................................177 9.10. METHODOLOGIE DU TROUBLESHOOTING ....................................................178 9.11. RETOUR D’EXPERIENCE..................................................................................181 9.12. EXERCICES .......................................................................................................182 10. GLOSSAIRE ..............................................................................................................183 11. SOMMAIRE DES FIGURES ......................................................................................184 12. SOMMAIRE DES TABLES ........................................................................................187 13. CORRIGE DES EXERCICES ....................................................................................188
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1. OBJECTIFS Le but de ce cours est de permettre une meilleure compréhension du puits, élément primordial du système de production, et principalement du process des puits activés par pompe centrifuge immergée, afin de répondre mieux aux contraintes imposées par la production et ce dans des conditions optimales.
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2. LES FONCTIONS DES PUITS ACTIVES PAR PCI 2.1. INTRODUCTION Un puits peut être activé pour produire plus mais surtout lorsque l'effluent n'a plus suffisamment d'énergie pour accéder à la surface dans les conditions fixées par le procédé. Les causes sont multiples mais on retiendra principalement la baisse de la pression statique du réservoir ou l'augmentation du BSW de manière importante par venue d'eau de formation ou d'eau d'injection.
Pompe centrifuge immergée
P
Refoulement ∆Ppompe
∆P formation
Z Figure 1: Représentation puits activé par PCI Pompage Centrifuge Immergé (ou Electrical Submersible Pumping) : L’effluent est soumis à une force centrifuge dans l’impulseur de la pompe en rotation qui le projette dans le diffuseur. Le diffuseur va transformer l’énergie cinétique acquise en gain de pression avant de diriger l’effluent vers l’impulseur suivant. L’ensemble impulseur – diffuseur constitue un étage de pompe. Le nombre d’étages de la pompe sera déterminé en fonction du gain de pression requis pour refouler l’effluent en tête. La pression de gisement PG qui règne au niveau de la couche permet au brut de monter à l'intérieur du tubing, jusqu'à une hauteur H telle que la pression due à la colonne de liquide soit égale à cette pression de gisement. Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Si cette hauteur est inférieure à la profondeur du puits L, celui-ci ne sera pas éruptif. Si cette hauteur H est supérieure à la profondeur du puits L, le puits sera éruptif et il s'établira un débit Q permanent qui sera fonction en outre de l'Index de productivité du puits et des pertes de charge dans le tubing. Du côté du tubing, la pression de fond PF doit être égale à la somme des 3 termes : pression correspondant au poids de la colonne PP perte de charge par friction dans le tubing PC qui est fonction du débit Q pression en tête de puits Pt qui est imposée par les installations de surface donc : Si la pression de gisement ne permet pas l'éruptivité du puits ou si le débit Q est jugé trop faible, il y a lieu de faire appel à un moyen d'activation.
PUITS POMPES PCI
Pth
Tth
RCV Qhh SSV Pch Qg U / Back Spin
PCV
SDV
TRANSFO
RESEAU
VARIATEUR
I
SCSSV ASV Pf
F Hz
Liquide + Gaz
Figure 2: Puits pompés PCI Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Le but de ce cours est de permettre une meilleure compréhension de la conduite du puits activé par Pompage Centrifuge Immergé, élément primordial du système de production, afin de répondre au mieux aux contraintes imposées par la production et ce dans les conditions optimales. Mais aussi, il est important de comprendre les besoins des autres services (tels que le Gisement) qui ont besoin des données récupérées par les producteurs pour optimiser la récupération des hydrocarbures en place et donc pour maintenir la production du champ.
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2.2. L’EFFLUENT Que ce soit de l’huile, du gaz, de l’eau ou un mélange des trois, l’effluent se décompose en éléments carbonés simples (éthane, méthane, etc..) ainsi qu’en éléments spécifiques (N2, CO2, H2S, etc..). Chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, température critique, masse molaire etc..). Il est défini dans la composition globale par le pourcentage de sa quantité présente dans l’effluent Toutes ces variables sont déterminées en laboratoire et servent de base dans tous les calculs effectués par la suite (process, pertes de charges etc ...). Notamment pour le dimensionnement des équipements du puits Cette composition est inexploitable si on ne donne pas les conditions P et T sont nécessaires pour définir l’enveloppe de phase. Cependant, l’effluent, composé d'un hydrocarbure, est souvent accompagné d'eau et d’autres éléments indésirables qui seront aussi acteurs dans le dimensionnement.
2.2.1. Description compositionnelle L’hydrocarbure est décrit par des propriétés caractéristiques (masse volumique huile/gaz, viscosité) de même que par une enveloppe de phase résultant d'une analyse de ses constituants (C1, C2, etc., jusqu'à un mélange lourd décrit par ses propriétés et nommé C11+).
Figure 3: Exemple d'une composition d'effluent Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Cette description complète est utilisée surtout pour les gaz et les fluides légers. On notera que chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, température critique, masse molaire, etc.)
2.2.2. Enveloppe de phase Cette enveloppe de phase spécifie l’état (liquide/gaz) dans lequel est l’hydrocarbure en fonction de la pression et de la température du milieu où il se trouve (réservoir, fond du puits, surface).
Figure 4: Enveloppe de phase Au-dessus et à gauche du point critique, l'effluent est monophasique liquide, à droite il n’y a que du gaz. Dans la surface sous la courbe, il y a un mélange di-phasique de liquide et de gaz. Le cricondentherme est le point de température maximum de l'enveloppe diphasique. Le cricondenbar est le point de pression maximum de l'enveloppe diphasique. Courbe de bulle est la partie de la courbe enveloppe de phase pour laquelle T TC. Elle représente les conditions dans lesquelles la première goutte d’huile apparaît dans la phase gaz. L'origine de la description précise du fluide effluent est l'analyse PVT (Pression Volume Température) fournie par le laboratoire d'après un échantillon pris au fond du puits.
2.2.3. Éléments indésirables Les éléments indésirables liés à l’effluent proprement dit tel que l’eau, l’H2S, le CO2, le sable, le mercure dans le gaz doivent être pris en compte dans le dimensionnement des puits et des installations de surface La combinaison de certains d’entres eux sous certaines conditions de pression et de température ont des effets indésirables et dommageables pour les installations pétrolières, notamment pour le puits (formation de dépôts, d’hydrates). Nous développerons ce sujet ultérieurement dans le cours.
2.2.4. Caractéristiques d'une huile Elles sont données par le rapport PVT Une huile est caractérisée par : Densité (à 15° C, 1 atmosphère) GOR ( Gas Oil Ratio, s'exprime en m³ de gaz (15 °C - 760 mm Hg) par m³ d'huile stockage produits ensemble.) Pression de bulle Viscosité FVF = Formation Volume Factor Sa composition (teneurs paraffines, asphaltènes... ) Composition du gaz dissous (CO2 - H2S... ) pH - Agressivité GLR (Gas Liquid Ratio, s'exprime également en m³/m³)
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En gas lift, seuls les GLR comptent, car l'eau associée à la production d'huile est également à lifter. Dans les conditions de réservoir producteur (P & T°), l'huile contient plus ou moins de gaz dissous.
2.2.5. Différents types d'huile Bitume °API < 10 d = 1 GOR NEGLIGEABLE Huile lourde 10 < °API < 20 0,934 < d < 1 GOR = 10 à 20 m³/m³ Bo = 1,20 Huile à faible contraction 20 < °API < 30 0,876 < d < 0,934 GOR < 89 m³/m³ 1,20 < Bo < 1,50 Huile à forte contraction < °API < 50 0,779 < d < 0,876 GOR = 300 - 400 m3/m3 1,50 < Bo < 2,80 Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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2.3. EXERCICES 1. A quoi sert un puits activé en PCI ?
2. Quel est le principe d’une PCI ?
3. Donner les principales caractéristiques d’une huile
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3. FONCTIONNEMENT DES PUITS PCI Nous aborderons dans ce chapitre l’explication du procédé d’activation par PCI. Ceci est nécessaire pour un bon « pilotage » de puits. En effet, une méconnaissance de ce qui se passe « à l’intérieur » ainsi qu’à l’extérieur d’un puits activé peut mener à réduire grandement sa durée de vie et par là même à perdre de la capacité à produire. TTH PTH
SSV SDV PCH
PRéseau
Qgaz ventilé
SCSSV (& SAV)
Refroidissement du moteur par le fluide pompé P refoulement
P M
P aspiration
PTB (ou BHFP)
PG
Cote « perfos »
Figure 5: Fonctionnement d’un puits PCI L'énergie électrique est acheminée au moteur depuis la surface par un câble triphasé déroulé et fixé au tubing au fur et à mesure de la descente. Pour chaque étage, la pompe fournit au fluide à pomper une énergie sous forme de vitesse par l'intermédiaire de l'impulseur qui tourne à environ 2900 Tr/mn pour une alimentation électrique en 50 Hz. Cette énergie cinétique est transformée en énergie potentielle dans le diffuseur. La hauteur de refoulement fournie par un étage dépend du Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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diamètre de l'ensemble et de la géométrie de l'impulseur et du diffuseur. Elle est indépendante de la densité du fluide pompé. En cas de défaillance sur l'unité de fond, il convient de remonter l'ensemble tubing-pompe pour réparation. Ce procédé d'activation supporte mal la présence de sable et de gaz. 300°F est une limite pour le matériel standard. Les pompes centrifuges sont en principe destinées à aborder des fluides monophasiques. Il n'empêche qu'elles sont souvent utilisées dans des conditions où du gaz libre est présent à leurs ouies d'aspiration. Pour limiter le gaz libre passant dans la pompe, l'industrie met à l'heure actuelle à la disposition des producteurs des séparateurs de gaz, essentiellement de 2 types : statique ou "reverse flow" dynamique (centrifuge separator) De plus, une partie du gaz libre se présentant à la hauteur de l'unité de pompage n'entre pas dans le séparateur mais est directement évacué par l'annulaire casing x tubing. (voir schéma suivant). Il permet d'atteindre une P. de fond inférieure à celle que l'on peut obtenir en gas lift (avec GRL raisonnable).
gaz
PTH
PCH Duse SAV SCSSV
Huile + Eau (+ gaz)
Zone d ’interface et niveau liquide Moteur et refroidisst
gaz huile eau
Pg
IP
P. aspir.
P. refoul. Pompe centrifuge immergée
Sous les perfos
Figure 6: Schématisation du fonctionnement classique d’un puits PCI (Coté TBG + Coté CSG) Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Transformateurs (1 par phase) Ampèremètre Armoire de contrôle Tête de puits Boîte de jonction
Bleeder valve
Câble de surface
Check valve
Câble principal
Tubing Tête de refoulement
Epissure
Pompe
Flat câble extension Câble guard
Aspiration Protecteur
Casing Moteur
Centreur
Figure 7: Schéma général d'installation d'une pompe centrifuge électrique immergée
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3.1. HAUTEUR DE REFOULEMENT La hauteur de refoulement engendrée par une pompe centrifuge dépend de la vitesse de fluide à la sortie de l’impulseur 1/2 m v² = m H H = Hauteur de refoulement en mètres de liquide V = Vitesse à la sortie de l'impulsuer en M/s La hauteur engendrée par la pompe est indépendante du fluide pompé. En d'autres termes, la hauteur H exprimée en mètres sera la même que le fluide pompé soit de l'eau (D =1), du brut (D = 0,80) ou de la saumure. Pour un débit donné, la hauteur de lift requise est la somme de 3 variables : Distance niveau dynamique / tête de puits Les pertes de charge dans le tubing La pression requise en tête de puits Si la pression de gisement ne permet pas l'éruptivité du puits ou si le débit est jugé trop faible, il y a lieu de faire appel à un moyen d'activation. Plus généralement, il peut être nécessaire d’activer uniquement pour redémarrer un puits si l ’IP est élevé, ou en cas de cross flow, coning gaz
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3.2. Équipement de fond
Pompe
Séparateur de gaz
Protecteur
Moteur
Figure 8: Système de pompage submersible électrique de fond de puits
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Figure 9: Pompe submersible
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3.2.1. Le diffuseur et l’impulseur
Impeller
Diffuser
Figure 10: Schéma diffuseur / impulseur de PCI Impeller
Impulseur en rotation
Coussinet de diffuseur (Diffuser PAD) Alesage de centrage de la roue (Skirt Bore) Moyeu de la roue (HUB ) Bague d'équilibrage (Balance Ring)
Epaulement supérieur
Coussinet de roue (Impeller PAD)
Epaulement inférieur
Jupe de la roue (SKIRT)
Diffuseur fixe (Diffuser Bore) Figure 11: Coupe d’un étage Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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3.2.2. Le moteur Ce sont des moteurs triphasés, à cage d'écureuil, deux pôles, qui tournent à 3 475 t/mn avec un courant de 60 Hz de fréquence et à 2 880 t/mn avec un courant de 50 Hz. Le schéma ci-après représente le moteur REDA. Il est possible de monter plusieurs moteurs en tandem. Ces moteurs sont remplis d'huile minérale. Selon le type de moteur et leur design, leur tension d'alimentation peut aller de 250 à 5 000 volts et l'intensité peut aller jusque vers 100 ampères. Le refroidissement du moteur en fond du puits est assuré par la circulation de l'effluent du puits autour du moteur. La vitesse de circulation de cet effluent dans l'espace annulaire moteur/casing doit être supérieure à 1 pied/seconde. Puissance maximum utilisable Dépend du design, du refroidissement (conditions d’utilisation, transitoire) Mais la demande de puissance dépend du réglage par l’utilisateur de la duse et du variateur de fréquence des besoins du puits: o densité du fluide o Viscosité du fluide o pression aspiration, o contre-pression Qui évoluent beaucoup sur les champs matures (cf causes de transitoire dont annulaire et réservoir)
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3.2.3. Aspiration et premiers éléments de pompage
Coupling Bride de raccordement sur un 2ème housing
Sortie effluent
Aubage Diffuseur
Corps de pompe (housing) Etage
Etage complet
Arbre moteur
Bride de raccordement
Passage effluent pour entrée dans 1er étage Raccordement arbre moteur par coupling
Aspiration (sans séparateur)
Bride de raccordement
Housing = ensemble d’étages pré-assemblés avec raccor Figure 12: Aspiration et premiers éléments de pompage
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3.3. Équipements alimentation électrique en surface 3.3.1. Circuit puissance
Distribution (5,5 ou 20 kV)
Exemple 3 X ( 0 à 410V … à 574 V) soit 0 à 1230 … à 1522 V
380 ou 410V
Abaisseur de tension
Variateur de fréquence et de tension
Élévateur de tension
0 à 50 Hz … à 70 Hz 0 à 410V … à 574 V
Pertes dans le cable jusqu ’à 3 000m !!
Moteur électrique Figure 13: Circuits de puissance
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3.3.2. Câbles de puissance Control panel
Vented junction box Conductors Insulation
Jacket Power câble
Câble armor
Tubing string Round câble
Well casing
Clamps
Pumping unit
Flat câble Figure 14: Câbles de puissance
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Câbles électriques Gaine isolante Enrobage élastomère Feuillard galvanisé Conducteur cuivre transmission mesure de fond 7 conducteurs cuivre toronnés Bande isolante BIW Rond
BIW T03 Feuillard galvanisé Bande isolante 7 conducteurs cuivre toronnés Gaine téflon Bourrage en tissu synthétique
Câble Reda Lead Bande téflon Gaine tissu Conducteur cuivre Gaine plomb Elastomère Feuillard métallique
Figure 15: Différents types de câbles de puissance Support de Formation: EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Pigtail connector
Penetrator Downnole connector
Figure 16: Connexion câble de puissance
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3.3.3. Armoire de contrôle (switch board)
Low voltage compartment
Danger
High voltage
Downhole Relais surcharge (I_max) cable Incoming power Restart timer
Hand-off auto switch connections
Relais sous-intensité Rear of ammeter compartment
Relais rotation inverse (back-spin) Dang er
High voltage
Downhole cable
High voltage compartment
Figure 17: Armoire de contrôle Ses fonctions Marche / Arrêt Enregistreur de l'intensité Relais de surintensité Relais de sousintensité Temporisateur pour redémarrage
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Réglages des relais Surintensité = I nominale + 5 à 7 % Sousintensité = I nominale - 10 à 20 % En exploitation, si I > I nominale, il y a risque, problème.
3.3.4. Variateur de vitesse Utilisation d'un variateur de vitesse Le VSD permet de faire varier la fréquence d'alimentation appliquée au moteur électrique. Comme c'est un moteur à induction, sa vitesse de rotation est proportionnelle à la fréquence :
N=
120 x F p
N = Vitesse de rotation Tours/min F = Fréquence du courant d'excitation du stator p = Nombre de pôles du stator En faisant varier la vitesse de rotation de la pompe, on peut régler le débit, la hauteur de refoulement ou les deux à la fois, sans modification de l'unité de fond Le démarrage progressif évite une surintensité, alors qu'un démarrage en prise directe engendre une surintensité 3 à 5 fois l'intensité nominale. En conséquence, les fatigues du moteur électrique dues au démarrage sont pratiquement éliminées. Pour démarrer l'unité il n'y a pas besoin de duse. Quand on utilise un variateur de fréquence, il n'y a pas besoin de clapet anti-retour.
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3.4. System efficiency
0.8 kw
4 kw
100 kw input
39.0 kw lifts fluid
1 kw
cnoke VSC (96% eff.)
Transformateur (99% eff.)
2.1 kw Tubing friction
Câble resistance loss 4.9 kw 34.5 kw Pump 55% efficient
13.8 kw Motor 85% eff.
* Typical overall system efficiency is 40%
Figure 18: Overall system efficiency
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80.0 hz
89.5 hz Pump minimum range
6.000
5.000
4.000
71.4 hz Pump
Well total dynamic head requirement
performance curve
Pump performance curve
60.0 hz
Head FT. 3.000
VSC : Puma : Motor :
53.1 hz
2.000 40.0 hz
Pump best efficiency
500 54 60
kva stage hz rating 544 225 2100 63
senes ho voit amo
Pump xxxx xxxx xxxx
1.000
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000 10000
Production b/d
Figure 19: VSC system performance
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3.5. EXERCICES 4. Schématiser simplement un puits en PCI
5. Pourquoi installe-t-on un variateur de vitesse avec une PCI ?
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6. Schématiser l’équipement PCI de surface du circuit GAZ ventilé
7. Schématiser l’équipement PCI de surface du circuit puissance
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4. LES DIFFERENTS TYPES D’ACTIVATION PAR POMPAGE Dans le tubing (mis en place généralement sans packer d'isolation avec le tubing), une pompe placée sous le niveau dynamique du fluide dans le puits relève le brut jusqu'en surface. Cet apport d'énergie permet au fluide de "poursuivre" son chemin et soulage la couche de tout ou partie des contre pressions en aval de la pompe. Plusieurs techniques de pompage sont mises en œuvre pour pouvoir répondre aux nombreux problèmes posés tels que : productivité du puits, nature du fluide, complétion, implantation et environnement terrestre ou offshore, ainsi que critères économiques à respecter,... le pompage aux tiges : une pompe volumétrique de fond est actionnée depuis la surface par l'intermédiaire de tiges et d'un système de va-et-vient. le pompage centrifuge par pompe électrique immergée. C’est le principe d’activation que nous étudierons dans ce cours. le pompage rotatif MOINEAU à cavités progressantes (progressing cavity pump ou PCP), réservé aux bruts très visqueux, chargés en sable.
Figure 20: Différents types d’activation par pompage
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4.1. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES Nous dresserons la liste exhaustive des avantages et inconvénients que l’on rencontre lorsque l’on choisit le gaslift ou le pompage centrifuge immergé comme méthode d’activation pour des puits producteurs non-éruptifs.
4.1.1. Choix d’une méthode d’activation Deux critères permettent de faire une présélection du type d’activation : productivité du puits profondeur. Productivité du puits
GL
ESP
< 6000 m³/j
¤
¤
500-2300 m³/j
¤
¤
32-500 m³/j
¤
¤
< 32 m³/j
¤
RP
PCP
¤
¤
¤
¤
¤
¤
Profondeur du Puits < 3600 m
¤
3000 - 3600 m
¤
< 2400 m
¤
(Pb T°) ¤
Table 1: Critères de sélection du type d'activation
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Dénomination utilisée :
GL ESP PCP RP
Gas lift Pompage centrifuge immergé Pompage à cavité progressive Pompage aux tiges
Cette présélection sera à confirmer en fonction des problèmes rencontrés sur le puits et des différents facteurs suivants : nombre de puits et espacements têtes de puits taille casings, types de complétions profil du puits type d’activation existante, expérience problèmes d’opération (dépôts, paraffines, corrosion,…) disponibilités locales (énergie, servicing, pièces,…) degré d’automatisation investissement et coûts opératoires performances en temps de marche situation géographique (environnement) possibilités de work over
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Méthode d’ACTIVATION Problèmes
GL
ESP
RP
PCP
Sable
Bon
Mauvais
Mauvais
Bon
GOR élevé
Excellent
Bon (si rotary gas separator)
Médiocre
Passable
Puits dévié
Bon
Bon
Passable
Moyen
Débit élevé
Excellent
Excellent
Passable
Moyen
Profondeur
Bon
Moyen
Moyen
Médiocre
Simplicité de conception
Oui
Moyen
Oui
Oui
Souplesse pour les débits
Bon
Bon (si variateur de fréquence)
Moyen
Bon
Présence de dépôts
Moyen
Moyen
Médiocre
Bon
Mauvais
Mauvais
Oui (le plus utilisé)
Oui
Présence de gaz libre
Excellent
Effluent visqueux
Possible (peu utilise)
Moyen (si rotary gas separator) Possible (si viscosité < 200 cp)
Table 2: Problèmes en fonction du méthode d'activation
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4.1.2. Le pompage centrifuge immergé Avantages : Débits importants Simplicité de conception Peu encombrant Bon rendement (35 à 60%) Pas de nuisances Facile à opérer Possibilité d’installer des capteurs pour mesurer la pression de fond Peut être installée dans un puits dévié à condition d’être dans une partie rectiligne Coût faible pour de gros débits Inconvénients : pas ou peu flexible (sans variateur) présence de gaz gênante (15% maximum accepté avec un gas separator) intervention sur le puits avec matériel lourd durée de vie faible si température puits élevée (1 an en moyenne) énergie électrique requise doit être stable pas utilisable pour les faibles débits (30 m3/J mini pour refroidissement moteur) création d’émulsions profondeur limitée par la chute de tension dans le câble (maximum 2400 m)
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4.1.3. Le pompage à cavité progressive Avantages : faible coût d’investissement faible encombrement en surface bon rendement (40 à 70%) simplicité d’installation utilisable sur une large gamme de densité d’huile Faibles coûts de maintenance Utilisable en puits déviés et horizontaux Accepte de grandes quantités de sable Inconvénients : usure du tubing et des tiges limité en température d’utilisation (122°C maxi) sensible à la présence d’H2S, de CO2 et d’aromatiques n’accepte pas de gaz libre
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4.1.4. Le pompage aux tiges Avantages : simplicité de conception déplétion du puits possible souplesse de réglage en surface pompage de fluides visqueux coûts faibles (achat et maintenance) automatisation facile bon rendement (45 à 60%) pas de problème de température Inconvénients : frottements si puits dévié rendement faible si présence de gaz profondeur limitée unité de surface encombrante solides gênants problèmes avec paraffine débits faibles
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4.2. EXERCICES 8. Citer les avantages du PCI.
9. Citer les inconvénients du PCI
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5. REPRESENTATION ET DONNEES DES PUITS Nous décrirons dans ce chapitre comment est représenté un puits sur les principaux documents mis à la disposition de l’exploitant. Plan de circulation des Fluides (PCF / PFD) : ce document édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux. Piping & Instrumentation Diagram (P&ID) : ce document édité lors de la phase projet, présente sous format beaucoup plus complexe que le PCF, toutes les lignes et capacités process ainsi que tous leurs paramètres de fonctionnement. Système Numérique de Contrôle et de Commande (SNCC) ou (Digital Command System DCS) : c’est le système qui permet de piloter un puits (entre autres) à distance. Localisé en salle de contrôle, il permet l’accès à différentes vues du process.
5.1. REPRESENTATION SUR PFD (PROCESS FLOW DIAGRAM) Plan de circulation des Fluides (PCF/PFD) : ce document édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux. L’exemples de PFD(Process Flow Diagram) ci-dessous montre un puits producteur offshore, non éruptif en gaz-lift.
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Figure 21: PFD d'un puits PCI
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5.2. REPRESENTATION SUR P&ID
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Figure 22: P&ID de puits non éruptifs en PCI Page 44 de 194
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5.3. SYSTEME NUMERIQUE DE CONTROLE ET DE COMMANDE
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Figure 23: Vue générale SNCC regroupant les différents puits PCI Page 46 de 194
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Figure 24: Vue spécifique puits producteur PCI Page 47 de 194
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Figure 25: Vue spécifique puits producteur PCI Page 48 de 194
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5.4. EXERCICES 10. Dans quels types de documents principaux un exploitant peut-il retrouver la représentation d’un puits ?
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6. LE PUITS ET LE PROCESS 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE Toutes les fonctions sont essentielles pour la production si l’on considère qu’elles sont nécessaires pour réaliser les spécifications requises du produit en sortie. Dans la chaîne d’exploitation des hydrocarbures, le puits est l’équipement de départ. Et de ce fait, l’intégrité de la fonction est critique pour la production. En revanche la quantité de puits sur une même plateforme tempère le degré de criticité de l’ensemble (sauf pour certains puits « dédiés » à une fonction spécifique – ex : puits à gaz alimentant une turbine -).
Fonction
Équipements
Criticité
Production État*
Secours
By-pass
Puits
Moyen
Arrêt
Non
Non
Puits dédié
Haute
Arrêt
Non
Non
Production
* en cas de perte de la fonction
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MOUSSES GOUTTELETTES DE LIQUIDE DANS GAZ EFFLUENTS TETES DE PUITS
GAZ
TRAITEMENT GAZ DESHYDRATATIONCONDENSAT RECUPERATION CONDENSAT
SEPARATION GAZ GAZ-LIQUIDE
EAU
EMULSION EAU/HUILE MELANGEES export brut
SEPARATION HUILE-EAU
TRAITEMENT EMULSION
EMULSION
EAU LIBRE
EAU
Figure 26: Position du puits dans la chaîne de séparation
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7. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT 7.1. MARCHE NORMALE Dans ce chapitre, nous verrons l’ensemble des paramètres à suivre quotidiennement par un opérateur afin d’assurer un bon fonctionnement du puits. Beaucoup de ces paramètres relevés sont historisés et l’opérateur doit avoir accès à ces historiques, de manière à pouvoir porter un jugement critique sur le comportement du puits.
7.1.1. Puits producteurs 7.1.1.1. Rappel sur la localisation du puits GAZ P T Séparateur Production HUILE EAU
Séparateur TEST
Puits PRODUCTEURS
Manifold PRODUCTION + TEST
Séparation PRODUCTION + TEST
Figure 27: Localisation du puits dans la chaîne de traitement Le puit est situé au début de la chaîne de traitement de l’effluent. En normal operating, c’est à dire lorsque le puits produit de manière stable et contrôlée, l’effluent transite du puits vers le MANIFOLD via la flowline.
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MANIFOLD : il a pour fonction de collecter les arrivées d’effluent de tous les puits et de pouvoir les diriger soit vers le séparateur PRODUCTION soit vers le séparateur TEST par le biais d’un jeu de vannes. Séparateur TEST : Il faut savoir que ce séparateur n’est dédié qu’à un seul puisqu’il sert à le « tester » donc à compter les phases de l’effluent (phase huile, phase gaz et phase eau) de celui-ci. Il est positionné en parallèle du séparateur PRODUCTION. PC FT 10"
Torche
γ
SDV 14"
70 m³ 7 - 29 bar 40 - 60 °C
LDC
10" FT DS301
Torche
FT
SBDV
Manifold
14"
γ
SDV
14" SDV
KY511
LC
10"
FT
ρ
SDV
DS303 EC301
BSW
Figure 28: Schéma séparateur TEST conventionnel avec équipements de comptage des phases Séparateur PRODUCTION : ce séparateur est dédié à la séparation des phases de l’effluent en provenance de tous les puits producteurs du site. Chaque phase séparée sera ensuite dirigée vers une unité de traitement appropriée.
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7.1.1.2. Consignes d’exploitation des puits Lorsque les puits sont mis en production, ils sont ouverts en fonction des « Consignes d’exploitation PUITS ». Ces consignes fixent les valeurs « cible » à adopter pour l’operating des puits. Elles sont édictées par le Dpt Productivité Puits et garantissent un niveau d’exploitation du gisement optimal. Il convient de les respecter scrupuleusement. Voir en exemple le tableau page suivante : « Consignes de réglage des puits PCI TOTAL CONGO”
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ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
108C
110T
111T
112T
115G
116T
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
120T
121C
122S
123T
124T
125S
126C
127T
128T
129S
130T
131T
132T
133S
Ltzm 101
Fréq. (Hz)
PTH (bar)
P aspiration pompe (bar) Q gaz EA1 3 (KSm /j) TAH (°C)
Intensité mini SNCC
Intensité SNCC (A)
Valeurs indicatives lues au SNCC Intensité Maxi SNCC
8
10
5
10
10
5
3
8
5
3
10
3
7
15
8
3
10
15
5
5
5
5
10
10
10
5
6
10
5
10
7,5
3
3
5
3
3
3
3
5
10
8
3
5
15
5
5
5
5
5
10
8
5
34
54
28
47
29
52
33
38
53
10
20
10
8
14
10
45
/
15
10
10
45
10
32
10
28
12
10
/
42
10
16
10,4
RCV en manuel : 29.8 %
39
54
60
45
40
55
53
56
42
58
49
52
58
43
44
47
46
48
37
48
41
48
55
49
35
42
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
75
65
65
65
75
65
90
65
90
65
65
65
65
65
68
65
20
23
17
15
12
12
22
22
18
22
10
11
33
23
16
14
12
20
12
18
12
14
15
17
14
12
25
40
29
24
19
28
28
52
30
43
16
17
59
24
22
18
21
27
14
35
16
18
58
27
16
18
53
53
39
44
35
35
31
67
53
54
31
31
72
54
36
48
35
35
38
40
27
35
70
44
44
35
SSD ouverte au dessus pompe : production en éruptif.
0
0
3
3
0
1
2
0,5
5
15
5
14
1
1
0
2
3
2
1
1
2
14
1,5
1
2
Passer de la consigne de démarrage à la consigne d'exploitation par paliers de 2 Hz toutes les 15 mns
PTH (bar)
ESP Consignée
35
45
45
40
35
35
40
45
40
45
40
45
45
35
35
47
40
35
35
40
40
40
45
40
35
35
Fréq. (Hz)
TTH (°C) (*)
Consignes d'exploitation
TCHENDO - LITANZI : CONSIGNES A APPLIQUER SUR LES PUITS.
REV
FWD
FWD
REV
FWD
FWD
FWD
FWD
REV
FWD
REV
REV
FWD
FWD
REV
FWD
FWD
FWD
FWD
REV
FWD
FWD
FWD
FWD
REV
FWD
Sens de rotation PCI Variateur
10
max.
Complétion du puits équipée d'une PCI. Duse
le démarrage,
en manu pour maintien GOR à 200 Sm3/m3
Pwf mini = 9.5 b. Trip Phoenix si Pi < 8 b ou Tm > 90 °C ou Pd > 90 bar. Prendre la duse en manu après
Pwf mini = 10 b.
Pwf mini = 10 b. Trip si Twf > 90°C ou Pd > 90 bar.
Pwf mini = 12 b.
Puissance maxi du variateur = 58Hz.
Capteur HS depuis le 29/03/03.
Si arrêt PCI par ''Emergency stop'' rebouter le variateur et purger le transformateur, Remise en service,
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Figure 29: Consignes de réglage des puits de GIR et JSM Août 2006 (2)
10
10
10
14
12
10
27
Pwf mini = 27 b. Trip si Pwf < 25 b ou Tm > 90 °C ou Pd > 90 bar. JAUGE HS : surveiller le débit gaz annulaire. Si Qgaz annulaire en baisse (< 2 kSm3/j) => alors augmenter temporairement la fréquence + 1 Hz. Isolement 0.3 Gohm le 12/06/05.
82
70
80
57
45
43
75
80
54
52
32
28
110
50
47
40
47
70
50 10 10
65 10
Trip si Pwf < 20 bar ou Tm > 90 °C ou Pd > 90 bar. Duse annulaire à 5 b en auto. Démarrage après stabilisation P dégazage annulaire . Prendre la duse en tête de puits en manu après démarrage,
40
51
52
35
43
Limité par les équipements de surface. Pb d'ampérage moteur. Trip si Pd > 90 bar ou Twf > 90 °C. Décalage de 1,6 Hz.
10
10
10
18
13
44
Arrêter la pompe si Tfond = 75°C. Lecture Twf Pc Géo. Capteur Pression : HS.
I primaire Ratio
2,63
3,555
3,54
3,289
3,042
2,973
3,45
3,61
3,61
2,38
3,158
2,632
3,37
2,14
2,96
2,76
3,29
3,45
3,7
2,96
3,536
2,88
3,45
3,042
2,55
2,713
transfo
Page 55 de 194
189
187
187
129
133
106
120
108
241
125
128
99
82
241
116
106
133
106
121
145
133
97
101
241
133
111
108
Pression Underload Maximum limite (A) (A) (bar)
Capteur HS depuis le 03/02/2004.
Retour vitesse 49 Hz, pour consigne 48 Hz.
55 Hz consigne, mesure 52Hz, variateur 54.8Hz
Anomalies capteurs fond.
Pwf mini = 16 b. Prendre la duse en manu après démarrage,
Commentaires et actions ponctuelles sur puits
30/10/2006
Respecter les valeurs des CONSIGNES : FRÉQUENCE, et PTH. (*) Les valeurs de températures sont relevées au pistolet laser sur le joint tore entre la bride instrumentée et la croix de la tête de puits. Durée d'attente entre 2 redémarrage: 15 minutes au minimum. Nombre de démarrages successifs : 2, le troisième ne doit être effectué qu'après accord du SPP. Phoenix : Si le voyant rouge "Trip" est allumé, le variateur indiquera un "Emergency Stop", le défaut du variateur ne pourra être acquitté que 30 mn après extinction du voyant rouge sur le coffret Phoenix.
ESP
ESP
119T
ESP
ESP
105T
ESP
ESP
102S
118T
ESP
101S
117ST
Type ppe
PUITS
Démarrage
Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée TCHENDO - Actions urgentes
S 40
IMPORTANT: LES ACTIONS DEMANDEES EN PRIORITE 1 = ACTIONS URGENTES Puits TCDM
Date demande
Actions demandées
Injection additif (l/j)
Date dernier test
Priorités
Réalisation Site (Date et actions)
Puits activés par PCI
LTZM 101
Consigne : maintenir GOR < ou = 200 v/v
04/10/2006
03/10/2006
1
En application
TCDM 101 S TCDM 102 S TCDM 105 T TCDM 108 C
Nettoyer liner d'injection Nettoyer liner d'injection
04/10/2006 04/10/2006
23/09/2006 29/09/2006 01/08/2006 11/02/2006
2 2
Confirmation liner bouché Confirmation liner bouché
04/10/2006
14/09/2006
1
Augmentation Ok, AT test.
TCDM 110 T
Test de puits F de 46 à 48 Hz pour augmentation de Qhh. 2 Mesures sable et Bsw / jour. Attention complétion sans crépines.
TCDM 111 T
02/10/2006
TCDM 112 T
Test de puits
TCDM 115 G
Puits arrêté pour Bsw élevé.
03/10/2006
15/09/2006
1
TCDM 116 T
F de 47 à 48 Hz pour augmentation de Qhh. 2 Mesures sable et Bsw / jour.
04/10/2006
29/08/2006
1
23/02/2006
TCDM 117 T+S
Augmentation Ok, AT test.
27/08/2006
TCDM 118 T
03/08/2006
TCDM 119 T
Prendre 1 échantillon / jour: pour observation BSW et salinité.
TCDM 120 T
Test de puits
12/03/2006
TCDM 121 C TCDM 122 S
test de puits
04/08/2006 04/07/2006
2
Pas fait
10/06/2006
2
Pas fait
TCDM 123 T
08/06/2006
1 échantillons pour BSW, sable , salinité et ER et test de puits.
TCDM 124 T TCDM 125 S TCDM 126 C
TCDM 129 S
Test de puits
14/01/2006
TCDM 132 T
1
04/10/2006
23/09/2006
1
04/10/2006
22/09/2006
1
18/09/2006
Observation Bsw en cours, 1 mesure / jour. Observation Bsw et salinité en cours, 1 mesure / jour.
TCDM 133 T TCDM TCDM I104
Pas fait
06/07/2006
Contrôle Bsw, 1 mesure / jour. F actuelle = 50 Hz. Baisser la F pour remonter la Pwf à 10 b, consigne Gis.
TCDM 130 T TCDM 131 T
1
03/10/2006
TCDM 127 T TCDM 128 T
21/09/2006
04/10/2006
22/09/2006
1
04/10/2006
16/09/2006
1
09/08/2006
Puits injecteurs En service
I 01 I 02 I 03 I 04 I 05 I 08 I09 TOTAL
Priorité Préconisé 1 150 Injecteurs avec tête de puits sous marines 2 400 1 400 1 500 2 300 1 800 3 600 1 500 3650
Plate forme centrale Puits producteur Puits injecteur
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Injecté
0
(PA) : Puits traités au PA500 (I) : Puits traités à l'IDOS 162
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Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
7.1.2. Mesures et enregistrements Lorsque les puits sont en production, il faut les monitorer : c'est-à-dire qu’il faut relever leurs paramètres de fonctionnement (mesures), suivre leur évolution et analyser celle-ci afin de « comprendre » comment se ils se comportent. 7.1.2.1. Définitions Les mesures sur un puits peuvent être de deux sortes et le choix de l'une ou de l'autre dépendra alors de l'utilisation voulue du paramètre pris en compte. Les simples mesures qui sont en fait des indications et permettent la détection d'une anomalie. Les enregistrements qui déterminent une tendance ou une évolution afin de permettre une analyse. Dans ce cas, on notera les enregistrements occasionnels utilisés lors de la recherche de solution suite à une anomalie. 7.1.2.2. Localisation Les paramètres principaux de fonctionnement d’un puits PCI sont schématisés sur cette vue SNCC.
Figure 30: Les paramètres principaux de fonctionnement d’un puits PCI
Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
7.1.2.3. La tête de puits Les paramètres nécessaires au suivi et à l'analyse sont : Pression tête de puits (PTH) Température tête de puits (TTH) % Ouverture de la duse HUILE (RCV) . Pression des espaces annulaires EA1(PCH), EA2, EA3. Débit Gaz ventilé (QG) % Ouverture de la duse GAZ ventilé (PCV). Température PCI (TT Pci) Pression Fond (BHFP) Aspiration PCI Intensité moteur PCI Fréquence moteur PCI Pression hydraulique du liner de commande SCSSV. Niveau d’huile armoire hydraulique commande SCSSV On notera que pour la pression en tête de puits, il y aura de préférence un capteur transmetteur doublé d'un indicateur (manomètre). La raison principale de cette double mesure est de pouvoir évaluer rapidement la valeur de la pression lors d'une intervention sur le puits sans avoir à interpréter celle-ci sur un enregistreur ou à demander par radio à la salle de contrôle. 7.1.2.4. Les mesures routinières Les mesures routinières sur puits visent : de détecter une anomalie en suivant ses performances : o Indicateur de production PTH; TTH, o ou d’activation, Fz, TT Pci, BHFP, Intensité moteur, QG, PCH Remarque : Un relevé peut suffire, mais un trend est plus efficace (instabilité Fz, TT Pci, BHFP, Intensité moteur, QG) Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
en cas d’anomalie, d’analyser immédiatement au premier degré et prendre les actions correctives, sans passage sur séparateur de test, Remarque : Un trend est nécessaire pour observer les résultats des actions décrire complètement le fonctionnement du puits pour en permettre une analyse plus approfondie et une optimisation de performance sans passage sur séparateur de test, lors test, lors de mesures de fond Remarque : Trends simultanés : Les puits activés ou sur champs matures sont complexes: transitoires, influence chemin, interférence: La disponibilité des enregistrements simultanés des paramètres est INCONTOURNABLE connaître les débits produits sur séparateur de test ou autre mode de comptage pour calculer la production par puits et le bilan matière
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Figure 31: Vue Générale SNCC pour suivi paramètres de fonctionnement Puits PCI Page 60 de 194
Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
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Figure 32: Vue Générale SNCC pour suivi parameters de fonctionnement Puits PCI Page 61 de 194
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Figure 33: Vue spécifique SNCC (courbesde tendance) pour suivi parameters de fonctionnement Puits PCI Page 62 de 194
Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
7.1.2.5. Procédures Il faut différencier les mesures de tous les jours des mesures occasionnelles. Dans le premier cas, on se contente de mesures de contrôle permettant de vérifier que le puits se comporte normalement (pas d'anomalie), tandis que dans le second cas, les mesures permettent un diagnostic. Les objectifs sont donc bien différents, mais on se souviendra que dans les deux cas les mesures sont importantes, même si parfois cela semble la même chose que la veille. Dans le cas de mesures occasionnelles, il faut respecter la procédure préalablement définie et en cas de problème conserver les mesures (elles pourront toujours être utiles) et renouveler l'opération. Enfin, on notera que pour les mesures de fond (qui permettent de quantifier les pertes de charge dans la formation), il est impératif qu'elles soient effectuées en simultané avec un passage sur le séparateur de test. Le cas échéant, elles ne servent à rien alors que leur coût est important. 7.1.2.6. Quelles utilisations Le relevé de toutes ces mesures ne trouve pas son utilité dans le fait de stocker des données. Bien au contraire, et c'est en regardant les différentes utilisations que l'on prend conscience de l'importance de celles-ci. Il conviendra donc d'être rigoureux dans ces relevés de mesures. Vérification du bon fonctionnement du puits. Optimisation de la production (et / ou de l'activation). Compte rendu au management et aux associés. Prévision d'un rééquipement adapté. 7.1.2.7. Quels types d’enregistrement On trouve des enregistreurs locaux soit de type cellule Barton (enregistreur à plume utilisé pour la pression, la température et les débits) soit de type autonome avec batterie (agréé pour utilisation en zone classée). Ils permettent d'enregistrer généralement des valeurs pour des durées ≥ 24 heures. Il est impératif d'enregistrer les mesures en tête de puits pendant les tests, particulièrement pour les puits activés. Une simple lecture ne suffit pas. Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Seules les courbes (trends) permettent d'apprécier les problèmes de stabilité, de démarrage, de mauvais fonctionnement en général. Aujourd’hui, on trouve de plus en plus de possibilités d’enregistrement déporté (câblé ou télétransmission) des mesures échantillonnées sur site. 7.1.2.8. Relevés quotidiens Nous venons de voir que les mesures relevées sur un puits ont une importance énorme pour son suivi. Il convient d’effectuer une ronde journalière sur chaque puits afin de relever ces mesures, de les noter et de les enregistrer. Pour ce faire, il existe des feuilles de relevés puits disponible sur chaque site et archivées en salle de contrôle. L’opérateur en charge des relevés devra lorsqu’il les enregistre, comparer les valeurs avec celles des journées précédentes en vérifiant si des manœuvres ont eu lieu sur le puits et reporter à sa hiérarchie la moindre anomalie ou doute concernant ces mesures.
7.1.2.9. Conclusion sur les mesures Monitoring fonction production : Points clés Le well monitoring est indispensable à la bonne conduite Le monitoring influe sur la stratégie d’exploitation La détection rapide des évènements est indispensable pour réagir efficacement L’identification de défaillance n’est pas aisée, elle résulte d’une analyse / tests rigoureux Méthodes nouvelles et pour chaque méthode : -
précision différente
-
pertes de production différentes
Stratégie bien définie Contraintes flow assurance (hydrates, bouchons, paraffines) Fonction de la disponibilité des équipements Phase démarrage favorable Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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SUIVI JOURNALIERS
TROUBLESHOOTING Premier niveau
TESTS
On se contente de mesures et contrôles permettant de vérifier que le puits se comporte normalement
Mesures additionnelles pour mieux décrire le comportement (sans les débits de production) afin d’identifier la cause du problème et rapporter les actions et correctives immédiates.
Les tests sont effectués de manière périodique (mensuelle) ou en cas de demande spéciale.
UN BON MONITORING du puits est nécessaire pour : Bonne gestion du réservoir. Produire sans arrêt en assurant l’intégrité du système. Opérer en sécurité en maintenant l’équipement de sécurité et autres équipements en appliquant des procédures appropriées et progressives Réaliser la production cible et augmenter les performances en appliquant des ajustements appropriés en détectant rapidement des problèmes (le puits n’est plus à sa cible) en réalisant le “1er niveau” de trouble shooting identification rapide de la cause application rapide et adaptée du “remède” en transmettant une information de haute qualité pour le trouble shooting, pour l’amélioration des performances Mesures : journalières: détection de problèmes mensuelles: vérifier les performances sous conditions opératoires usuelles ou modifiées
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7.2. LE DEGORGEMENT DES PUITS Le dégorgement initial est la première mise en production du puits. C’est une intervention importante, car de sa réussite va dépendre la qualité de la liaison couche / trou et donc l’état final dans lequel va produire le puits. Il est important de passer du temps sur cette opération en surveillant et respectant les paramètres. Pour les dégorgements successifs (après un long arrêt), il faudra contrôler le dégorgement pour la sécurité des installations en aval et pour la préservation de la liaison couche / trou. Puits activé : Le contrôle du puits passe par le dosage de l’activation. La duse apporte une sécurité supplémentaire.
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7.3. MARCHE EN SECURITE 7.3.1. Introduction Nous aborderons dans ce chapitre les fonctions de sécurité qui permettent d’opérer un puits : Fonction logigramme sécurité d’un puits + Test du logigramme Fonction Test des Vannes de sécurité de la tête de puits Fonction Test d’étanchéité des vannes de la tête de puits Fonction Suivi des espaces annulaires
7.3.2. Fonction logigramme de sécurité d’un puits Afin de garantir l’intégrité physique et opérationnelle du puits, des sécurités sont mises en œuvre afin de permettre une fermeture du puits automatique en cas de problème interne ou externe au puits. Une Spécification générale Groupe (GS EP SAF 226 «Completed Wells Safety systems and Safety rules » définit clairement les protections ainsi que leur philosophie de fonctionnement à mettre en œuvre. Ces sécurités sont gérées par le système numérique de contrôle commande via le logigramme de sécurité ou agissent directement et localement sur le puits. Chaque fois qu’une fermeture automatique de puits sur défaut sera enclenchée, il faudra s’assurer que toutes les actions du logigramme sécurité sont valides et les historiser sur un document approprié en salle de contrôle. Prévenir la hiérarchie de la moindre anomalie ou incompréhension sur la mise en sécurité du puits. Regardons ci-après le détail des sécurités installées pour chaque type de puits ainsi que les actions automatiques engendrées.
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Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
Figure 34: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 - Typical instrumented flowline
Figure 35: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 – Typical instrumented PCI Vent Line Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Sur le « Typical Shutdown Causes Matrix » on retrouve le niveau d’arrêt d’un puits (l’action) en fonction du type de défaut généré.
Figure 36: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 – « Typical shutdown causes matrix »
Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
Figure 37: Vue SNCC de Logigramme Sécurité pour puits PCI Page 70 de 194
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Figure 38: Vue SNCC d’un puits PRODUCTEUR ACTIVE par PCI avec son logigramme sécurité Page 71 de 194
Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
Sur le « Typical Shutdown Actions Matrix » on retrouve l’action automatique effectuée sur le puits en fonction du niveau d’arrêt activé
Figure 39: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 -3 Typical shutdown action matrix »
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Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
Sur le Wellhead Control Panel Typical Schematic » on retrouve la schématisation classique avec les arrivées de niveau d’arrêt et leurs actions sur la commande des SCSSV, SSv et WV
Figure 40: Schématisation d’un wellhead control panel Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
7.3.3. Fonction Test de fonctionnement et Test d’étanchéité Les tests de fonctionnement et les tests d’étanchéité des vannes de sécurité SCSSV + wellhead + christmas tree + annulaires sont soumis à une règlementation groupe (CR EP FPP 135) afin de garantir un niveau d’opérabilté irréprochable. Chaque site détient une procédure OPERGUID décrivant la manière d’effectuer ces tests de fonctionnement et d’étanchéité. Le graissage de ces mêmes vannes (hormis la SCSSV) souscrit lui à un planning géré par l’exploitant et le département maintenance. L’opérateur participera activement aux tests de fonctionnement et d’étanchéité des vannes de sécurité et aura à charge de reporter sur un document officiel en salle de contrôle tous les essais effectués et leur résultat. Il y notifiera aussi toutes les anomalies rencontrées et reportera à sa hiérarchie immédiatement.
Figure 41: Extrait de la Company Rule CR EP FPP 135 - "Barriers on Completed Wells" Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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O
O
O
O
O
O
O
O
O
O
O
O
Date test YAM 003
Date test YAM 004
Date test YAM 005
Date test YAM 006
Date test YAM 007
Date test YAM 008
Date test YAM 009
Date test YAM 010
Date test YAM 011
Date test YAM 012
Date test YAM 013
Date test YAM 014
P
NE
24/5/04
NE
NE
NE
NE
14/12/03
NE
NE
30/12/03
NE
8/12/03
P
GL
P
GL
P
GL
P
GL
P
GL
P
GL
P
GL
P
GL
P
GL
21/12/03
NE
GL
P
GL
P
GL
P
GL
P
NE
20/12/03
NE
11/8/03
NE
18/12/03
NE
14/12/03
GL
Type Activation
SCSSV
0 puits Eruptif
100%
26/5/04
OK
5/9/04
OK
LOT
20/10/05
OK
21/5/04
LOT
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
22/5/04
OK
19/5/04
OK
13/1/06
OK
18/5/04
OK
LOT
18/5/04
OK
Tubing
79%
26/5/04
OK
5/9/04
SAI
SAI
SANS
21/5/04
FU
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
SANS
19/5/04
FU
19/5/04
OK
18/5/04
OK
18/5/04
OK
Annulaire
93%
26/5/04
OK
5/9/04
OK
20/12/05
OK
20/10/05
OK
21/5/04
OK
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
22/5/04
FU
23/12/05
OK
19/5/04
OK
18/12/05
OK
18/12/05
OK
16/12/05
OK
N°1
VM
XXXXXX
100%
26/5/04
OK
5/9/04
OK
1/2/06
OK
20/10/05
OK
21/5/04
OK
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
22/5/04
OK
23/12/05
OK
19/5/04
OK
18/12/05
OK
18/12/05
OK
16/12/05
OK
N°2 (SSV)
VM
86%
26/5/04
FU
5/9/04
OK
1/2/06
OK
20/12/05
OK
21/5/04
OK
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
23/12/05
OK
19/5/04
OK
18/12/05
OK
18/12/05
OK
16/12/05
OK
latérale
Vanne
93%
26/5/04
OK
5/9/04
OK
1/2/06
OK
20/12/05
OK
21/5/04
OK
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
22/5/04
OK
23/12/05
OK
19/5/04
OK
18/12/05
OK
18/12/05
OK
18/5/04
FU
sas
Vanne
93%
26/5/04
OK
5/9/04
OK
1/2/06
FU
20/12/05
OK
21/5/04
OK
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
22/5/04
OK
23/12/05
OK
19/5/04
OK
18/12/05
OK
18/5/04
OK
16/12/05
OK
manu 1
Le test d'étanchéité a plus de 10 mois. Vannes EA 1
100%
26/5/04
OK
SANS
SANS
20/12/05
OK
21/5/04
OK
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
22/5/04
OK
SANS
19/5/04
OK
SANS
18/5/04
OK
16/12/05
OK
manu 2
Nbre puits E
86%
26/5/04
OK
5/9/04
OK
1/2/06
BO
20/12/05
OK
21/5/04
OK
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
22/5/04
OK
23/12/05
OK
19/5/04
OK
18/12/05
OK
18/5/04
BO
16/12/05
OK
opérée
86%
26/5/04
OK
5/9/04
OK
27/5/04
OK
21/5/04
OK
20/12/05
OK
3/10/05
OK
20/5/04
OK
22/5/04
OK
19/5/04
OK
19/5/04
OK
18/5/04
18/5/04
OK
16/12/05
OK
manu
Vanne EA2
0
79%
1
1
0
1
1
1
1
1
0
1
1
0
1
1
Conformité Puits
SSV Annulaire
VM 1
SSV Annulaire
Vanne(s) non conforme(s)
VM1 : pas de volant.
Test étanchéité vannes après graissage
Remplacé SSV le 16/7/02.
Test étanchéité vannes après graissage
Vanne de SAS pas testée
Puits Eruptif ( Actuellement en production )
SAB modifié.Remplacé SSV tbg le 07/07/03
SCSSV BFX remplacée le 13/01/2006.
STV et SAV néant; VM1 dure à manœuvrer
Pas de volant sur la vanne SAS.
Observations
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Figure 42: Exemple Tableau ETAT des Vannes de puits sur une plateforme (Rassemblant Test de fonctionnement et Test d’étanchéité)
Etanchéité des Vannes Nbre puits O 14 % vanne tubing conforme quand puits Eruptif
Date test
O
Date test YAM 002
NE
E / NE
O
Eruptif
O/F
Le test d'étanchéité a plus de 12 mois.
Statut
001
YAM
Puits YAF0
XXXX
YAF0 : ETAT DES VANNES FOND / SURFACE.
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TEST ETANCHEITE VANNES SURFACE ET FOND PUITS PRODUCTEURS ET INJECTEURS
YANGA YAF2 19/03/2006 TATI-PAKA
CHAMP PLATE-FORME DATE RESPONSABLE DU TEST
YAM220
PUITS
VISA
S.P. PUITS Nom
Visa
CHEF DE CHAMP Nom
Visa
CHEF DE SITE
S.I.P. Nom
Visa
Nom
A remplir par le responsable du Test
Casing 1
X-Mas tree
fond
VANNES
PST (bar rel.)
PSA (bar rel.)
P1 (bar rel.)
P2 (bar rel.)
Temps (min.)
Visa
Réservé S.P. PUITS Température (°C)
Validation Test
Résultat Test
Oui
Etanche
SCSSV
57
8
8
10
ASV
60
40
48
10
57
10
10
10
Oui
Etanche
VANNE MAITRESSE N°2 (SSV)
57
10
10
10
Oui
Etanche
VANNE DE SAS
20
0
0
5
Oui
Etanche
VANNE LATERALE
57
6
6
10
Oui
Etanche
60
0
1
10
Oui
Etanche
60
0
4
10
Oui
Etanche
VANNE MAITRESSE N°1
VANNE 1er CSG MANUELLE VANNE 1er CSG AUTO
SAI
Néant
Csg 2
VANNE 1er CSG MANUELLE OPPOSEE VANNE 2nd CSG MANUELLE VANNE MANIFOLD PRODUCTION VANNE MANIFOLD TEST
25
0
0
10
Oui
Etanche
25
10
10
10
Oui
Etanche
25
10
10
10
Oui
Etanche
Légende PST = Pression Statique Tubing
Observation générale
PSA = Pression Statique Casing P1 = Pression dans l'enceinte au debut du test P2 = Pression dans l'enceinte à la fin du test Temps = Durée du test en minutes Température = Température en tête de puits (à lire sur le SNCC ou à l'aide du pistolet LASER)
Vanne 1er CSG manuelle opposée HS
Figure 43: Exemple de Feuille de résultats de Test d’étanchéité Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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7.3.4. Fonction suivi des espaces annulaires
Figure 44: Extrait de la Company Rule CR EP FPP 135 "Barriers on Completed Wells" Quel que soit le type de puits rencontré, il est obligatoire de monitorer la pression des espaces annulaires. Et même si la CR fixe une limite minimum, il est de bon ton de contrôler la pression des espaces annulaires hebdomadairement et plus si certains cas le nécessitent. Ce monitoring, extrêmement important, permet de suivre le comportement des puits dans leur intégrité physique. En effet c’est l’évolution de pression des espaces annulaires qui nous permettra de détecter une fuite dans les casings ou le tubing ou lorsqu’une cimentation commencera à ne plus être étanche. L’opérateur effectuera ces relevés de pression lors de sa tournée des relevés des paramètres de fonctionnement des puits. Il devra immédiatement reporter à sa hiérarchie les valeurs de pression mesurées et validera en salle de contrôle l’historisation de ses relevés. Toute anomalie, même infime, devra être reportée à la hiérarchie.
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7.4. CAPACITES MAXI / MINI But : Pour connaître les capacités d’un puits à produire, il faut le tester. Il y aura un premier test du puits lorsque son forage sera terminé et après l’avoir dégorgé. Les valeurs mesurées pour ce premier test détermineront les capacités initiales du puits à produire et serviront de référentiel pour le Département Productivité Puits pour suivre la vie du puits. Il y aura ensuite des tests réalisés selon une fréquence déterminée par le Département Productivité Puits. Il est souvent demandé d’avoir au moins un test par mois validé par les Exploitants et le Département Productivité Puits pour chaque puits. Il convient donc de faire ces tests avec la plus grande rigueur car ayant beaucoup de puits à tester sur chaque site, la moindre répétition de test peut entraîner un retard énorme. Il existe sur chaque site un planning de tests standard géré par les exploitants et révisé si besoin est par le Département Productivité Puits.
Figure 45: Évolution huile, BSW et GOR en fonction du temps Moyens : sur séparateur de test avec comptage des trois phases sur un compteur poly phasique (MFM) avec comptage des trois phases : Certaines installations ne disposent pas de séparateur de test (manque de place ou choix technologique) et les tests sont menés sur un compteur poly phasique. Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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7.4.1. Le séparateur de test Il est utilisé comme son nom l'indique lors de tests. Que ce soit pour un suivi de la production de chaque puits ou pour une analyse suite à une anomalie, les mesures effectuées sur le séparateur de test sont importantes. Le but lors d'une telle intervention est de déterminer le bilan matière, c'est à dire de quantifier chaque phase de l'effluent (gaz, huile et eau) pour chaque puits. Pour cela, on effectuera les mesures suivantes : Débit huile (ou liquide). Débit d’eau Débit gaz. Prise d'échantillons afin de mesurer le BSW (% d’eau dans l’effluent). Pression du séparateur, elle permet d'établir les débits mesurés et ce en condition standard. On notera que les mesures effectuées sur le séparateur de test ne sont utilisables que si le puits est stable durant le test. PC FT 10"
γ
SDV 14"
70 m³ 7 - 29 bar 40 - 60 °C
LDC
10" FT SDV
DS301
Torche
FT
SBDV
Manifold
14"
γ
Torche
14" SDV
KY511
LC
10"
FT
ρ
SDV
DS303 EC301
BSW
Figure 46: Séparateur de test Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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7.4.2. Test de puits Il existe différentes manières de passer un puits en test : manuellement ou automatiquement. Pour chacune des deux méthodes existe une procédure OPERGUID décrivant précisément toutes les opérations à effectuer afin de réaliser un passage du puits en test de manière idéale. Quand ? Fréquence définie ou si détection d’anomalie au Logging puits Comment ? Passer le puits vers le séparateur de test en limitant les variations de pression Enregistrement de tous les débits et tous les paramètres pour une analyse complète des résultats par Méthode Puits Écrire les commentaires additionnels (débit injection produit chimique, position des duses, problème avec transmetteur ….) Envoyer les informations à Méthodes Puits qui décidera des actions correctives à lancer sur site après analyse des données
S é parateur Test D é bit huile
FR D é bit gas Total
Figure 47: Historique durant les tests
FR D é bit eau ou BSW
FR
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Tête de puits Tempé Tempé rature Fluide
TR Pression fluide
PR % position duse
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Informations relevées hors opération test Informations relevées durant opération test
Au niveau puits - Duse (mm) - Débit liquide (m3/J)
X X
- BSW (%) - GOR (m3/m3)
X X
- P. moyenne tubing (bars) - Fréquence affichée si VSD (HZ)
X X
X
- Intensité moyenne (A) - Intensité mini
X X
X X
- Intensité maxi
X
X
Si capteur de pression de fond - pression annulaire (b) - pression moyenne de fond en débit (b)
X X
Si pas de capteur de fond - niveau annulaire dynamique (sonolog) (M) - pression instantanée en tête annulaire lors de la mesure (B)
X X
Figure 48: Informations relevées test de puits
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7.4.3. Précautions avant et durant le test Avant et durant le test il faut prendre les précautions suivantes : Vérifier l’instrumentation de la tête de puits et du séparateur de test Respecter la durée recommandée pour le test Si on problème survient au courant du test : Ne changer rien aux paramètres du puits Recommencer le test
Figure 49: Problème au courant d’un test
PC Points d ’échantillonnage
FT 10"
γ
14"
FT
SDV 14"
Torche
SBDV
γ
SDV Manifold
14"
10"
SDV BSW
SDV
DS301
LC
10"
FT
KY511
SP
70 m3 7 - 29 bar 40 - 60 °C
LDC
Torche
DS303
FT
ρ
EC301 SP
SP
Figure 50: Points d'échantillonnage à la tête de puits, au manifold ou au séparateur Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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7.5. Performance d'une pompe centrifuge Quand on change la vitesse de rotation d'une pompe centrifuge, ses performances sont modifiées et il est impossible de prédire ces modifications. Les lois qui gèrent la performance d'une pompe centrifuge quand la vitesse change sont connues sous le nom de lois d'affinité (affinity laws). Ces lois énoncent que : Le débit varie proportionnellement à la vitesse Débit RPM La hauteur de refoulement varie avec le carré de la vitesse H (RPM)² La puissance hydraulique varie avec le cube de la vitesse P (RPM)³ L'utilisation de ces proportionnalités permet de construire la courbe caractéristique pour chaque vitesse. A partir de points de la courbe standard (60 Hz) il est possible d'obtenir les points équivalents à la nouvelle vitesse pour des conditions hydrauliques à peu prés équivalentes (type d’écoulement des fluides, poussée sur les impulseurs, rendement hydraulique) Les équations à utiliser sont : N Q − Q1 x 2 N1
N H 2 − H 1 x 2 N1 N P2 − P1 x 2 N1
2
3
Q : Débit H : Hauteur de refoulement P : Puissance à fournir sur l’arbre N : Vitesse (fréquence) Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Rendement du système RDT MOTEUR ELECTRIQUE
= 0,85
RDT POMPE CENTRIFUGE
= 0,55
RDT TRANSFORMATEUR
= 0,99
RDT VARIATEUR
= 0,96
Avec les pertes dans le câble électrique de puissance et les pertes de charge par friction dans la colonne de refoulement, RDT MOYEN
= 40 / 45%
Head in feet
EFF pump only
Plage de fonctionnement
50
Brake HP
Optimum
Head capacity 40
80
Pump efficiency
30
70
Brake horsepower 20 Plage de fonctionnement
10
Limité à ± 25 % du débit optimum
2000
1000
3000
Barrels per day (42 U.S. gallons) 20
40
60
80
100
1.20
60
1.00
50
.80
40
.60
30
.40
20
.20
10
4000
120
Gallons per minute
Figure 51: Plage de Fonctionnement d'une Pompe (Exemple pompe B.J. K. 70. 1 étage pour d = 1
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Pump only efficiency and motor load brake horse power values are shown on 50 HZ and 60 HZ pump performance curves
Head in FT 90 HZ
2000 MINIMUM
80 HZ
1600 Operating range 70 HZ
1200 60 HZ
800 400
MAXIMUM
50 HZ 40 HZ 30 HZ
10000
20000
30000
40000
Barrels per day (42 U.S. Gallons) Pump type : L -500
RPM : variable (2 -pôle MTR)
Reference NO : C06 -89
gure 52: Plage de fonctionnement pompe Centrilift pour minimum 8 ‘’ 5/8 OD casing A partir des points mini (1200 BPD) et maxi (-2600 BPD) de la plage de fonctionnement recommandée à 60 Hz il est possible de définir les plages de fonctionnement recommandées pour toutes les fréquences (30 à 90 Hz) dans le cas présent. La plage de fonctionnement globale a la forme d'un entonnoir. Si l'on souhaite produire un débit important à partir d'un casing de diamètre réduit, cela oblige de fonctionner à une fréquence supérieure à 50 Hz donc d'utiliser un variateur de fréquence. Pour pomper des effluents visqueux ou contenant du sable, il est préférable de fonctionner à fréquence réduite pour prolonger la durée de vie des unités.
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AZS001 CLFT GC2200 93 STAGES 95 HP AT 50 Hz. TDH () (metre) 3000 Minimum flowrate curve
2500 70 Hz
2000
Maximum flowrate curve
60 Hz
Pumpoperating area
1500 50 Hz
1000 40 Hz
500 0 0
100
200
300
400
500
Flowrate in bottom hole conditions ( m3/d )
600
700
Figure 53:Exemple de plage de fonctionnement Operating range
Downthrust
Upthrust
Free floating impeller Efficiency
Efficiency
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Rate in GPM
Figure 54:Efficacité par type d’impulseur Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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7.6. EXERCICES 11. Quels sont les paramètres nécessaires au suivi et à l’analyse ?
12. Lister sur un schéma de puits activé par PCI les paramètres de fonctionnement
Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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13. Représenter pour un puits en PCI, les organes de sécurité (vannes,instruments) ainsi que les niveaux de sécurité (ESD1,SD2,SD3) qu’ils commandent et par lequel ils sont commandés.
14. Quelle est la fréquence de test fonctionnel et de leaktest des vannes de sécurité d’un puits PCI ?
Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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8. CONDUITE DES PUITS Ce chapitre édictera la méthodologie générale afin d’ouvrir ou de fermer un puits sur une installation pétrolière. Il donnera les conseils afin de garantir ces manœuvres pour ne pas perturber les systèmes en aval du puits (chaîne de traitement de l’effluent) ou en amont du puits (réservoir, LCT, équipements fond). Cette méthodologie générale reprend les principes appliqués sur toutes les filiales du groupe en matière d’opérations de puits, mais il convient de suivre les procédures OPERGUID « site » qui font référence aux équipements rencontrés. La façon d’opérer affecte l’efficacité du gas-lift et la stabilité des puits La production peut être réduite de moitié pour la même injection de gas-lift Limiter les bouchons augmente le taux de fonctionnement des installations Augmenter la fréquence Perturbation du réseau et des autres puits au delà de l’inversion (trop c’est trop!)
PUITS A L ’ARRET
SEQUENCES LOGIQUES MONOPUITS
OUVERTURE PUITS
DEMARRAGE PRODUCTION
PRODUCTION
CIBLE
DEBIT HUILE AVEC DEBIT MINIMUM GL
Figure 55: Séquences logiques monopuits Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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8.1. DESCRIPTION DES OPERATIONS DE CONDUITE DE PUITS Définition des paramètres de fonctionnement/exploitation du puits Débit liquide de soutirage (quota Gisement), Limites de GOR, BSW ... Diamètre de duse Paramètres d'activation Limites de l’ouvrage (pression annulaire...) Démarrage et Mise en production initiale du puits Dégorgement (fluide de complétion) Dégorgement production, montée en régime Ouverture du puits Dé-sectionnement (ouverture SCSSV, SSV, SSTA) dusage/dépressurisation Redémarrage du (des) puits / Enchaînement des mises en production Séquences de mise en production (rang, durée...) Dégorgement (phase transitoire) Stabilisation (régime stabilisé) Optimisation du fonctionnement du/des puits par rapport à l’allocation gaz et à la capacité du procédé (séparation, évacuation) Contrôle périodique des équipements de Vannes (SSV et SCSSV) Étanchéité EA Capteurs (PSHL..) Armoire de contrôle puits Mesures sur puits Mesures routinières (pression et Température de tête...) Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Passage du puits sur le séparateur de Test Réglage initial, et vérification de l'application des paramètres Collecte des mesures (fond /surface) Analyse et diagnostic conduisant à un ajustement des paramètres Optimisation du taux de fonctionnement du puits Gestion du système huile (capacité de traitement-évacuation ) Détection, analyse et prévention des: Dépôts, Emulsions, Hydrates, Corrosion Analyse du potentiel (évolution) du puits en vue d’une sélection pour un traitement éventuel Suivi et Analyse des performances du puits Analyse des manques à produire (différence entre ce que le puits est censé produire et ce qu’il produit réellement). Participation aux opérations sur puits (wire-line, stimulations, reprises) Bilan technico-économique des interventions sur puits (coûts, gains...) Systèmes de conduite optimisée des puits Définition du type de conduite de puits / conduite des installations Définition du type de gestion des séquences d’activation Paramètrage des logiques Assistance au démarrage initial Assistance formation-expertise
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8.2. LE WELL MONITORING Connaître le débit de tous les puits producteur injecteur Connaître la composition des effluents et % Savoir identifier chaque événement Suivi permanent des paramètres de chaque puits (P,T fond et tête de puits) Test individuel des puits ligne de test débitmètre polyphas ique Gisement : Données quantitatives de qualité Détecter au plus tôt les évènements puits (percée à l’eau, au gaz) Exploitation : Produire dans le domaine d’exploitation Détecter les évènements puits, ex: venues de sable Gisement : Connaître le réservoir (modélisation) Orienter la stratégie réservoir Exploitation : Optimiser la production et l’injection, Déterminer et suivre les paramètres d’exploitation au quotidien Détecter tout changement notable Quantifier et évaluer les dérives Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Paramètres puits : débits : Qo, Qw, Qg, Qwinj.,Qginj. P, T puits et réseau de collectes qualités effluents : BSW, GOR, GLR, Pt de rosée, sulfates, échantillonnage Produits chimiques : méthanol suivi Q inj., points d’injection, consommation Équipements : vannes, duses, capteurs… Respect du domaine d’exploitation : érosion : sable, épaisseur corrosion : épaisseur bouchons : pression, slug surface, niveau séparateur, production eau
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8.3. DEMARRAGE PUITS EN PCI Le démarrage des puits en PCI peut s’opérer de deux manières différentes : Démarrage piloté par système automatisé Démarrage manuel avec commande de chaque séquence par l’opérateur de conduite
8.3.1. Démarrage piloté par système automatisé (ex : logiciel Full Control of Well - FCW).
Ce système permet de démarrer un ou plusieurs puits selon des séquences préprogrammées et s’occupera de stabiliser le fonctionnement en prenant en compte tous les paramètres essentiels. Il existe une procédure OPERGUID propre à chaque site équipé du FCW permettant d’initier le démarrage automatiquement et décrivant tout le séquencement. Il convient, pour l’opérateur, de connaître cette procédure afin de pouvoir suivre sur le SNCC ou localement sur la zone puits la bonne mise en œuvre du démarrage et intervenir en cas d’anomalie.
AUTOMATE
SUPERVISEUR
Pf Centrale
- PASSAGE CDES - MODIF. PARAMETRES - HISTORIQUES
FCW
DEMARRAGE DELESTAGE REGLAGE ESD
SYSTEME HUILE
RESEAU GAZ
EXPEDITION
Pf Satellite Figure 56: FCW Description Générale Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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8.3.1.1. Objectifs Ameliorer: LA FIABILITE LES PERFORMANCES PRESERVER LA MISE EN SECURITE Démarrage du puits assuré Surveillance Décompression (casing et tubing + submergence pompe) Point de fonctionnement garanti Surveillance active du puits Contrôle Point de fonctionnement pompe Surveillance intensité Respect de la LCT Démarrage en douceur = rampe sur fréquence Redémarrage plate-forme en séquence Enchaînement des mises en production Prévention des déclenchements Surveillance des goulots d’étranglement Réglage des puits Délestages Arrêt des PCI en dernier recours
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Arrêt de conduite sur défaut aval Prévention arrêts en cascade Redémarrage en douceur AMELIORER LA FIABILITE LIMITER LES ARRETS / REDEMARRAGES DETECTER LES ANOMALIES et GENERER des ACTIONS DE REPLI PRESENCE DE GAZ (pb GOR) BOUCHAGE EFFORTS / BUTEES AMELIORER LES PERFORMANCES SUIVI DU PT DE FONCTIONNEMENT (CIBLE) RESPECT LCT ADAPTATION DEBITS / CAPACITES AVAL FORCAGE A LA FERMETURE DES ORGANES DE CONDUITE FERMETURE DUSE HUILE ET DUSE GAZ ARRET PCI FERMETURES SEQUENTIELLES PAS DE FERMETURE EN DEBIT DES VANNES DE SECURITE (SSV, SDV, SCSSV) COMMENT ? CONDUITE ACTIVE Sequences «betonnees» Parametrage adapte aux specificites du puits Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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HISTORIQUE PUITS COMPLET ET FIABLE Suivi des performances Analyse des anomalies Correlation mesures puits et pci CONTRÔLE ACTIF : SUIVI INTENSITE o Valeurs extrêmes o Ecart / I théorique o Instabilité SUIVI POINT DE FONCTIONNEMENT (Qhh/Fz) LIMITATION DEMARRAGES SUCCESSIFS PILOTAGE EN FREQUENCE o % RCV & PCV ea = f(Fréquence Hz) PREPARATION PUITS CONTRÔLEE o Décompression Tubing Rampe sur RCV o Décompression & Régulation P casing GESTION DU BACK SPIN
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GX 101
Back Spin PT 151 000
Figure 57: Vue Système marche / arrêt FCW
GX 102
000 F 000 PT 102A 000
ASV 102
ET AT Back Spin
000 FT 102
PT 102C 000
%
RCV 102
SSV 102C
I ET AT
SCSSV 102A
SSV 102B
000 F 000
% PV 101C
DS 301
PSL 101E
PSH 101E 000
TT 102 PT 102B 000 000
PUITS 402
I
ASV 101
PT 101C 000
000 FT 101
SSV 101C
%
RCV 101
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PT 101A 000
SCSSV 101A
SSV 101B
TT 101 PT 101B 000 000
PUITS 401
PRODUCTION
TEST
PUITS 401 / 402
8.3.1.2. Séquence Marche / Arrêt avec gestionnaire automatique FCW
% PV 102C
DS 301
PSL 102E
PSH 102E 000
PUITS 3/4
PUITS 3/4
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ARRET SECURITE
ATTENTE
P UITS A L'ARRET
DE-SEC T IONNEM ENT
M ISE EN PRODUCT ION DECOMPRESSION TUBING CASING DEMARRAGE PCI MISE EN CHARGE PCI (Q m ini à F m ini) PRODUCTION MONTEE A LA FREQUENCE CIBLE PRODUCTION DU DEBIT CIBLE SURVEILLANCE ACTIVE POUR GARANTIR L'INTEGRITE DU PUITS ET DES EQUIPEMENTS
Figure 58: Logique FCW monopuits PCI
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ARRET SECURITE Gestion hors FCW
ATTENTE
Etat "Attente" SSV fermée RCV fermée SDV fermée PCV fermée
MARCHE PUITS Cde opérateur
DE-SECTIONNEMENT
Etat ''Dé-sectionnement''
SSV ouverte (fin de course) RCV fermée (forcée à -5%) SDV ouverte (fin de course) PCV fermée (forcée à -5%)
paramètre de suivi PCH PTH
(
(fin de course) (forcée à -5%) (fin de course) (forcée à -5%)
PUITS PRET
Etat "Puits Prêt", si gestion multipuits
)
MISE ENPRODUCTION Figure 59: Arrêt sécurité FCW
Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
M ISE EN PRODUCT ION Etat "Mise en Production" PREPARATION PUITS
paramètre de suivi PTH
tubing
casing
Décompression tubing ouverture duse RCV en surveillant la vitesse de chute de pression Fixer la duse si PTH < PTH/S1 ouverture minimum (talon) garantie
paramètre de suivi PCH Décompression casing ouverture duse PCV en surveillant la vitesse de chute de pression Maintien d'une pression < PCH/S1 Régulation Csg
MISE EN CHARGE DE LA POMPE
back spin signal = 0 Fermeture RCV démarrage PCI à vitesse mini (Fmini) et mémo PTH Si augmentation Intensité : I > I/S1+5A alors Surveillance PTH: Si augmentation de pression dans le tubing PTH>(mémo PTH+DPTH/S2) Alors Ouverture duse ---> RCV/mini Maintien de PCH en régulation
Si PTF diminue de PTF/S1 et si TTH>TTH/S1 et si la tempo 8 est finie : PRODUCTION
PRODUCT ION
Figure 60: Mise en production FCW
Support de Formation EXP-PR-PR040-FR Dernière Révision: 12/05/2007
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Exploration & Production Le Process Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée
PRODUCTION Etat "Production" MONTEEENREGIME
Augmentation de la fréquence Fmini --->Fcible ou Fmulti si gestion multipuits Ouverture de la duse huile RCV/mini --->RCV/cible suivant courbe de relation Duse/Vitesse
PCHRégulé en Fonction de l'augmentation de fréquence ou de Pff ou Qhh
SURVEILLANCEACTIVE
Surveillance:
Il faut:
Défaut écart Intensité
PTF