Memoire Fin Etude - 2 [PDF]

Zitiervorschau

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE Ministère de l'Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

N° Série: ………./2017

Université Kasdi Merbah Ouargla

Faculté des hydrocarbures energies renouvelables et science de la terre et de l’univers

Département de production des hydrocarbures

MEMOIRE Pour obtenir le Diplôme de Master Option: Production

Présenté Par :

HELIS MOHAMED, DRIHEM TAREK KHERFI ABDENNOUR -THEME-

OPTIMISATION DU DEBIT D'INJECTION DU GAZ-LIFT Cas du puits OMNZ153 dans l’anneau d’huile de HMD pour l'année 2012 Soutenue le : 29 / 05 / 2017 Membre de Jury: Président:

MILOUDI MUSTAFA

M.A.B

Univ. Ourgla

Rapporteur:

KHABBEZ MOHAMMED LGHALI

M.A.A

Univ. Ourgla

Examinateurs:

DADEN ABDEGHAFOURE

M.C.B

Univ. Ourgla

Année universitaire: 2016-2017

Nous remercions tout d’abord notre Dieu qui nous a donné la force et la puissance pour terminer ce modeste travail. Tous nos remerciements à notre Encadreur Mr: KHABBEZ MOHAMMED LGHALI qui a accepté de suivre cette étude et qui nous a guidé à réaliser ce travail. Nous tiendrons également à remercier Mr: KHICHA et tous les gents de IRARA en particulier les personnels de la direction E&P. Nous tiendrons aussi à remercier tous les enseignants de département hydrocarbures qui ont contribué de près ou de loin à notre formation durant tout le cursus universitaire. Enfin, nous ne pouvons pas mentionner tous ceux qui ont contribué de prés ou de loin à l'élaboration de ce travail, que tous ceux qui nous ont aidé d'un simple encouragement trouvent ici l'expression de notre reconnaissance la plus sincère.

K&H&D

J'ai le grand plaisir de dédier ce modeste travail: A mon très cher père pour ses encouragements, son soutien, surtout pour son amour et son sacrifice afin que rien n'entrave le déroulement de mes études. A ma très chère mère qui n'a jamais cessé de prier pour moi Dans l'espoir que celui-ci puisse apporter un peu plus de joie à leurs vies. A tous mes frères, à toutes mes sœurs et toute ma famille et en particulier mon grand père. A tous mes amis chacun à son nom. A tous ceux que j'aime et je respecte.

KHERFI ABDENNOUR

Dédicace Ce travail est dédié particulièrement à mes très chers Parents qui m’ont soutenu tout au long de ma vie scolaire et universitaire. A mes très chers frères A mes très chères soeurs Spécialement A ma inspirante pour tous moment Et la famille DRIHEM A Tous mes amis A tous ceux qui mon aider de prés ou loin pour la réalisation de ce Modest travail. A tous mes collègues de la promotion Master II Production et tous les autres sans exception. DRIHEM TAREK

Je dédie ce modeste travail Avant tous à mes chers parents. Mes dédicaces s’adressent également à mes chers frères. À toutes mes sœurs et à tous les membres de ma famille et toute personne qui porte le nom HELIS. Aussi, je dédie ce travail à tous mes amis chacun à son nom. A tous ceux que j'aime et je respecte.

HELIS MOHAMED

SOMMAIRE RESUME ..................................................................................................................................... I REMERCIEMENT... ................................................................................................................. II DEDICACES. ........................................................................................................................... III SOMMAIRE ..............................................................................................................................VI LISTE DES TABLEAUX .........................................................................................................IX LISTE DES FIGURES .............................................................................................................. X LISTE DES ABREVIATIONS ................................................................................................XI NOMENCLATURE. ............................................................................................................... XII INTRODUCTION GENERALE………………………………………………………………2 CHAPITRE"I" Présentation historique et géologique du Hassi-Messaoud I)

HISTORIQUE DU RECHERCHE……………………………………………………3

II)

SITUATION GEOGRAPHIQUE DU CHAMP DU HASSI-MESSAOUD…………3

III) CADRE GEOLOGIQUE………………………………………………………………4 IV) DESCRIPTION DU RESERVOIR……………………………………………………4 IV-1) SUBDIVISION DIAGRAPHIQUE………………………………………………..4 IV-2) SUBDIVISION PETROPHISIQUE ET NOTION DU DRAIN………………….5 IV-3) CARACTERISTIQUES DU RESERVOIR……………………………………….5 IV-4) CARACTERISTIQUES DES FLUIDES ET DE LA ROCHE…………………..6 CHAPITRE"II" Généralités sur le Gaz-Lift I)

INTRODUCTION……………………………………………………………………...7

II)

DEFINITION ET PRINCIPE DU GAZ-LIFT……………………………………….7

III) TYPES DU GAZ-LIFT………………………………………………………………...7 III.1) Gaz-Lift continu…………………………………………………………………….7 III.2) Gaz-Lift intermittent………………………………………………………………..7

IV) APPLICATIONS DU GAZ-LIFT……………………………………………………..8 IV.1) Les puits à huile……………………………………………………………………..8 IV.2) Les puits à eau……………………………………………………………………….8 IV.3) Démarrage des puits………………………………………………………………...8 IV.4) Nettoyage des puits injecteurs……………………………………………………...8 V)

EQUIPEMENTS DU GAZ-LIFT……………………………………………………...8 V.1) L'équipement de surface……………………………………………………………..8 V.2) L'équipement du fond………………………………………………………………..9

VI) TYPES DE COMPLETION POUR LE GAZ-LIFT………………………………..11 VI.1) Complétion pour Gaz-Lift direct………………………………………………....11 VI.2) Complétion pour Gaz-Lift inverse………………………………………………..12 VII) FACTEURS A CONSIDERER DANS LA CONCEPTION DU GAZ-LIFT……..15 VII.1) La pression en tète du puits………………………………………………………15 VII.2) La pression d'injection du gaz…………………………………………………...15 VII.3) La profondeur d'injection du gaz………………………………………………..15 VII.4) L'indice de productivité (IP) et l'effet du skin (S)………………………………15 VIII) AVANTAGES ET INCONVENIENTS DU GAZ-LIFT……………………………16 CHAPITRE"III" Analyse Nodale et les courbes de performance (Inflow(IPR)-Outflow(VLP)) A)ANALYSE NODALE I) INTRODUCTION………………………………………………………………………...17 II)CONCEPTION D'ANALYSE NODALE……………………………………………….18 III) PROCEDURE,OBJECTIF ET APPLICATION DE L'ANALYSE NODALE…….19

B)LA COURBE DE PERFORMANCE (IPR) I) INTRODUCTION………………………………………………………………………...20 II) L'IPR D'UN PUITS……………………………………………………………………...20 II.1) Loi du Darcy et la courbe IPR……………………………………………………..20 II.2) La courbe IPR correspond le type d'écoulement…………………………………21 C)LA COURBE DE PERFORMANCE (VLP) I) INTRODUCTION………………………………………………………………………...26 II)CORRELATION DE BEGGS ET BRILL……………………………………………...26 III)CORRELATION DE HAGDOERN ET BROWN……………………………………29 CHAPITRE"IV" L'utilisation du logiciel "Wellflo" pour l'optimisation du Gaz-Lift I) II) III) IV) V)

INTRODUCTION…………………………………………………………………….31 APERCU SUR LE LOGICIEL "WELLFLO"……………………………………..32 PROCEDURE D'OPTIMISATION…………………………………………………32 CHOIX DES CORRELATION……………………………………………………....33 EXEMPLE DU CALCUL…………………………………………………………….34

V.1) Le puits (OMNZ153)………………………………………………………………..34 V.2) Analyse du système naturel (sans Gaz-Lift)………………………………………37 V.3) Détermination du débit optimal de gaz à injecter………………………………...39 VI) PARAMETRES INFLUENCANTS SUR LES PUITS EN GAZ-LIFT…………...41 VI.1) Influence du diamètre intérieur du tubing……………………………………….41 VI.2) Influence du déclin de la pression du gisement……………………………………………………..42 VI.3) Influence du Water-Cut……………………………………………………………………………………………43

CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS………………………………………………43

Liste Des Tableaux

Chapitre"3" Analyse Nodale et les courbes de performance (Inflow(IPR)-Outflow(VLP)) Tableau(III.1):Les régimes d'écoulement et le Hold-up qui correspond ............................27

Chapitre"4" L'utilisation du logiciel "Wellflo" pour l'optimisation du Gaz-Lift Tableau(IV.1):Facteurs de correction pour les quatre corrélations…………………….....37 Tableau(IV.2):Les caractéristiques du Casing et du tubing………………………………..38 Tableau(IV.3):Le débit d'huile correspond chaque ID……………………………………..42 Tableau(IV.4):Le débit d'huile en fonction de la pression du gisement…………………...43 Tableau(IV.5):Le débit d'huile en fonction du water-cut…………………………………..44

Liste Des Figures Chapitre"1" Présentation historique et géologique du Hassi-Messaoud

Figure(I.1):Situation géologique de Hassi-Messaoud………………………………………..3 Figure(I.2): Carte des zones pour le champ Hassi-Messaoud……………………………….4 Figure(I.3): Les coupes stratigraphiques du champ de Hassi Messaoud……………………6

Chapitre"2" Généralités sur le Gaz-Lift

Figure(II.1):Schéma pour les équipements de surface du Gaz-Lift…………………………8 Figure(II.2):Mandrin du Gaz-Lift…………………………………………………………. 10 Figure(II.3):Vanne COV ……………………………………………………………………11 Figure(II.4):Vanne TOV………………………………………………………………….....11 Figure(II.5): Types de Complétion pour le Gaz-Lift………………………………………..12 Figure(II.6):Complétion pour le Gaz-Lift inverse (Tubing concentrique)………………....13 Figure(II.7):Complétion pour le Gaz-Lift inverse (Gaz-Lift double)……………………....14 Figure(II.8):Complétion pour le Gaz-Lift inverse (Gaz-Lift parallèle)………………….....15 Chapitre"3" Analyse Nodale et les courbes de performance (Inflow(IPR)-Outflow(VLP))

Figure(III.1):Système d'une production simple͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐.17 Figure(III.2): Les pertes de charge d'une système de production͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐.18 Figure(III.3): Les positions des différents nœuds͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐..18 Figure(III.4):La courbe d'IPR͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐͐....22

Figure(III.5):La courbe d'IPR pour la combinaison (monophasique-diphasique)………..25 Chapitre"4" L'utilisation du logiciel "Wellflo" pour l'optimisation du Gaz-Lift

Figure(IV.1):Evolution des pertes de charge en fonction du débit du gaz injecté…………...31 Figure(IV.2):La courbe IPR pour un écoulement diphasique…………………………………………33 Figure(IV.3):Le graphe du gradient de pression par la corrélation de Beggs et Brill………34 Figure(IV.4): Le graphe du gradient de pression par la corrélation de H et B………………..35 Figure(IV.5):Le graphe du gradient de pression par la corrélation de F et B………………….35 Figure(IV.6):Le graphe du gradient de pression par la corrélation de Orkiszewski ………..36 Figure(IV.7):La courbe de performance pour le système de production naturelle……………39 Figure(IV.8):La courbe de performance pour les différent débit du gaz injecté……………….40 Figure(IV.9):L'évolution de la production en fonction du débit du gaz injecté………………..41 Figure(IV.10):la courbe de production en fonction de ID du tubing……………………………….42 Figure(IV.11):la courbe de production en fonction de la pression du gisement……………….43 Figure(IV.12):la courbe de production en fonction du water-cut…………………………………….44

LISTE D'ABREVIATION

COV : Casing operated valves. DEG : Diéthylène glycol. GL : Gaz-lift. GOR : Gas-oil rapport. GLR : Gas-liquid rapport. HMD : Hassi-Messoud. IPR : Indice de productivité. ID : interior diameter. OD : outside diameter. Ra :Réservoir anisométrique . Ri :Réservoir isométrique . S : Skin. SG : Specific gravity. TEG : Triéthylène glycol. TOV : Tubing operated valves. TPC : Tubing performance curve. VLP : Vertical lift performance. STB : Stock baril.

Nomenclature Bo :Le facteur volumétrique de fond. d : Le diamètre. Ftp : Le facteur de friction pour les deux phase(gaz-liquide). FNS :Le facteur de friction (sans glissement). F : Le facteur de friction. g : La force de gravité (N/kg). h : La hauteur (m). Ip: L'indice de productivité (m3/j/bar). K : La perméabilité absolue (mD). Ko : La perméabilité relative à l’huile (mD). L: Le paramètre de correction. L : La distance (m). NFR :Le nombre du Fraude. NLV :Le nombre de vitesse superficielle du liquide. Ngv :Le nombre de vitesse superficielle du gaz. ND : Le nombre du diamètre du pipe. NL :Le nombre de viscosité du liquide. Pb :

La pression de bulle (kg/cm2).

DP : La perte de charge. DP H : La perte de charge hydrostatique.

DP f : La perte de charge due aux frictions.

Q:

Le débit (m3/h).

Qo: Le débit d'huile (m3/h). Qomax: Le débit maximal.

Ql : Le débit du liquide. Qg : Le débit du gaz. Re : Le nombre du Reynolds. re : Le rayon de drainage (m). rw : Le rayon de puits (m). S : Le skin. Vm : La vitesse superficielle de mélange. Vm :La vitesse du mélange μo : La viscosité de l’huile (Cp). µm: La viscosité du mélange. µL: La viscosité du liquide. µNS : La viscosité (sans du glissement).

l : Le Hold-up du liquide sans glissement. Ψ: Le facteur de correction pour le Hold-up. ρm : La masse volumique du mélange. ρNS : La masse volumique (sans glissement).

INTRODUCTION GENERALE

INTRODUCTION L’énergie occupe une place prépondérante dans le monde. C’est pour cela que l’Algérie a consacré une grande importance à ce secteur et particulièrement au secteur des hydrocarbures, depuis sa nationalisation en février 1971. Lobjectif de tout pays producteurs est de rechercher à récupérer le maximum des réserves en place et la continuité de la production avec tous les méthodes de récupération assistée, parmi lesquels on a : le pompage à tige, le pompage électrique au fond, le pompage hydraulique du fond et le Gaz-Lift. Le Gaz-Lift est le moyen d’activation préféré. Cette méthode est basée sur l’injection du gaz en bas de la colonne du fluide produit. Ce gaz réduit la densité du mélange et la pression du fond, ce qui rend le puits apte à produire, comme s’il était éruptif. Mais cette injection doit se faire d’une manière optimale, c'est-à-dire, injecter le minimum pour produire le maximum d’huile, en tenant compte de l’influence des principaux paramètres du Gaz-Lift (pression en tête, pourcentage d’eau …). L’objectif principal de cette étude est d’optimiser le débit du gaz injecté et d’étudier l’influence des paramètres de production en utilisant le logiciel « WELL FLO ». Donc quelles sont les étapes principales pour optimiser le débit du gaz injecté ? Pour répondre à cette problématique, des différents hypothèses sont supposées comme suite: 1/ Les étapes de l'optimisation sont des mesures sur terrain (sur le champs pétroliers). 2/ Les étapes de l'optimisation sont des calculs effectués par des logiciels spéciaux. 3/ Les étapes de l'optimisation sont une combinaison entre des mesures sur terrain et des calculs par des logiciels spéciaux. Notre mémoire est divisé en quatre chapitres comme suit : Le premier chapitre est consacré à la présentation du champ Hassi Messaoud, La technique du Gaz-lift en général est exposé dans le deuxième chapitre, le troisième chapitre présente des généralités sur l'analyse nodale, avec une explication pour les deux courbes de performance du puits (inflow, outflow), le quatrième chapitre donne les résultats pratiques obtenus par les calculs d’optimisation, et enfin le cinquième chapitre pour la conclusion et la recommandations.

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Chapitre I : PRESENTATION HISTORIQUE ET GEOLOGIQUE DU HASSI-MESSAOUD

Chapitre-I-:

Présentation historique et géologique du Hassi-Mesaoud

I-1:Historique de recherche: Le champ de Hassi Messaoud a été découvert le 16 janvier 1956 par la SN-REPAL qui a amorcé le premier forage MD1, ce forage découvrait à 3338 m les grès du cambrien productif d’huile. En mai 1957 à sept kilomètres nord-ouest de MD1, la CFPA confirmait l’existence d’un gisement par le forage Om1. Les forages qui étaient alors de dix puits par an n’ont cessé de se multiplier depuis 1967 et surtout à partir la nationalisation des hydrocarbures le 24 février 1971. Après plusieurs années de production, la pression du gisement a énormément chuté ce qui a incité l'utilisation des méthodes de récupération secondaire (injection de gaz, d’eau, etc...).

I-2:Situation géographique du champ de Hassi-Messaoud: Le champ de Hassi Messaoud se situe au Nord-Est du Sahara Algérien, à 850Km au SudEst d’Alger et 350Km de la frontière Algéro-tunisienne. Les dimensions du champ atteignent 2500 Km², il est limité au Nord par Touggourt et au Sud par Gassi-Touil, et à l’Ouest par Ouargla, et à l'Est par El Bourma. [11]

Figure(I.1):Situation géologique de Hassi-Messaoud [11] 3

Chapitre-I-:

Présentation historique et géologique du Hassi-Mesaoud

I-3:Cadre géologique: Le champ de Hassi Messaoud, correspond à la structure positive de la dorsale d’Amguid El Biod, considéré comme étant le plus grand gisement de la province triasique, il est situé au Nord-Est de la plateforme saharienne où il occupe sa partie centrale. Il est limité par: - La structure DJAMAA-TOUGGOURT au Nord. - La dépression d'oued MYA à l'Ouest. - Les hauts fonds de Dahar-Rhoud El Baguel et la dépression de Berkine à l’Est.

Figure(I.2): Carte des zones pour le champ Hassi-Messaoud [11]

I-4: Descriptions du réservoir: I-4-1:Subdivision diagraphique: Les grés de Hassi Messaoud ont été subdivisés au début de la reconnaissance du gisement en quatre termes RA, RI, R2 et R3 où : 1. Zone Ra: réservoir principal de Hassi Messaoud où tous les puits produisent, il possède des caractéristiques pétrophysiques aptes à la production (68% des réserves), ce niveau se divise en trois zones de sédimentologie : a. Zone I : grossière inférieure subdivisée de bas en haut : · Drain D1. · Drain ID (Inter Drain). · Drain D2. b. Zone II : Fine intermédiaire (D3). c. Zone III : Grossière supérieure (D4). 2. Zone Ri : ou grès isométriques, zone habituellement très compacte D5 ou (R70 – R90), subdivisé en trois tranches 7, 8, 9. 3. Zone R2 : zone de grès quartzites. 4. Zone R3 : zone très grossière à micro-conglomératiques très argileuse, sans aucun intérêt pétrolier (R300-R400). [11] 4

Chapitre-I-:

Présentation historique et géologique du Hassi-Mesaoud

I-4-2:Subdivision pétrophysique et notion du drain: La notion du drain fait appel aux données sédimentologiques, diagraphiques et à la qualité du réservoir. Cette notion caractérise les propriétés pétrophysiques du réservoir, verticalement et horizontalement. Le terme drain qualifiant des zones faiblement cimentées, coïncidant avec les trois (03) zones préférentielles du réservoir. · Ra inferieur : Constitué de trois grands massifs grossiers qui sont : G1 (30m), G2 (8-12 m) et G3 (24-28 m). Ces trois grands massifs coïncident avec les zones préférentielles du Ra (D2, ID et D1). · Ra moyen : On le trouve dans les intercalations silteuses ou argileuses. · Ra supérieur : Constitué du même matériel que le Ra inferieur,la différence se trouve dans le style de dépôt. I-4-3:Caractéristiques du réservoir: Le plan d’eau se trouvait initialement à la profondeur de 3380m, il a envahi partiellement une bonne partie du R2. La zone Ra épaisse d’une centaine de mètres et constituée essentiellement de grès anisométrique, présente les meilleures caractéristiques pétrophysiques. Elle est la plus productive du réservoir cambrien situé environ entre 3300 m et 3500 m de profondeur. Les caractéristiques de la roche réservoir varient largement selon le classement granulométrique, le degré de quartzification et la teneur en argile. L’hétérogénéité est très importante. [11]

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Chapitre-I-:

Présentation historique et géologique du Hassi-Mesaoud

Figure(I.3): Les coupes stratigraphiques du champ de Hassi Messaoud [11] I-4-4:Caractéristiques des fluides et de la roche:[11] · Huile légère · Densité moyenne en surface : do = 0.8 (API = 45.4) · La pression du gisement variable : Pg = 120 à 400 Kg/cm² · Température du gisement est de : T = 118°c · Le GOR de dissolution est variable : Rs= 100 à 5000 m3/m3 · La porosité moyenne est de : Φ = 5 à 10% · La perméabilité est très variable : K = 0 à 1 Darcy · La viscosité : mo = 0.2 Cp · Le facteur volumétrique du fond moyen : Bo= 1.7 m3/m3 6

Chapitre II : Généralités sur le gaz-lift

Chapitre-II-:

Généralités sur le Gaz-Lift

I-1.INTRODUCTION: Chaque réservoir produisant des hydrocarbures a une pression dite "pression de réservoir". C'est l'énergie (le potentiel) qui permet aux liquides et/ou gaz de jaillir du fond du puits jusqu'à la surface, grâce à la dépression ainsi produite. Au fur et à mesure de la production les réservoirs commencent à s'épuiser, connaissant une chute continue de la pression .Cette pression risque donc, à un moment, de devenir insuffisante pour assurer la production de manière naturelle. Arrivé à ce point, on dit que le puits qui était éruptif est devenu non éruptif, et nécessite de recourir à des moyens de production artificielle. Parmi ces moyens on a l'activation par Gaz-lift qui est l'objectif de notre étude.

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Chapitre-II-:

Généralités sur le Gaz-Lift

GENERALITES SUR LE GAZ LIFT II-2. Définition et principe du gaz-lift : [11] C'est une technique de production activée pour les puits non ou insuffisamment éruptifs. Elle consiste à injecter du gaz comprimé aussi profondément que possible dans la colonne de production. Ceci est similaire à un ajout de puissance en fond de trou pour aider le réservoir à produire l'effluent qu'il contient et ce, jusqu'au séparateur. C'est le procédé qui se rapproche le plus à l'écoulement naturel. Cette technique agit : selon le type du gaz lift : · soit sur la densité "d",en allégeant le poids volumique du fluide. · soit sur la hauteur "H",en remontant la colonne de fluide se trouvant au-dessus du point d'injection du gaz. II-2. Types de gaz-lift : Il existe deux variantes dans le mode d'injection du gaz pour le Gaz-lift. Il est réalisé soit par injection continue, soit intermittente. II-2-1) Gaz-lift continu : Considéré comme une extension de l'écoulement naturel. C'est une injection continue de gaz naturel, à pression et débit déterminés à la base de la colonne de production pour alléger le poids volumique du fluide, ce qui augmente la pression de fond dynamique et génère la pression différentielle requise pour pouvoir produire au débit désiré. Le mélange ainsi constitué peut remonter en surface, le puits étant ainsi redevenu éruptif.. La méthode de gaz lift continue est généralement utilisée pour les puits avec un bon index de productivité (PI>10 m3/d/Mpa ) ou (0.45 bbl/d/psi). II-2-2) Gaz-lift intermittent : Injection intermittente consiste à injecter, cycliquement et instantanément, des forts débits d'un volume déterminé de gaz sous pression dans la partie basse de la colonne de production dans le but de chasser vers le haut le volume de liquide au-dessus du point d'injection. Soulagée, la couche se met à débiter de nouveau jusqu'à ce que le liquide accumule au dessus du point d'injection, il sera chassé de la même façon et ainsi de suite .La méthode intermittente est généralement utilisée pour un faible indice productivité (PI