Post on 12-Sep-2018
UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA
Faculté des Sciences et Technologie et des Sciences de la Matière
Département Hydrocarbure et Chimie
Mémoire de Fin d’étude
MASTER PROFESSIONNEL
Domaine : Hydrocarbure et Chimie
Filière : Hydrocarbures
Option : Production et Techniques des Puits.
*Champ Hassi Berkine*
Soutenu publiquement: Le 23/06/2013
Promotion 2013
Réalisé par:-BOUAKLINE Omar.
-ELHAICHAR Moussa.
v Mr. GHARBI Abderrazak Président UKM Ouargla
v Mr. HADJADJ Mohammed Encadreur UKM Ouargla
v Mr. SID ROUHOU Jamal Examinateur UKM Ouargla
Nous remercions le DIEU, de nous avoir accordé santé, volonté,
courage et patience le long de nos parcours.
Nous remercions toutes nos familles, surtout nos parents qui ont fait
de nous des hommes que nous sommes.
Nous témoignons notre profonde gratitude à
Mr HADJADJ Mohamed, notre promoteur, pour tous ses efforts et
ses encouragements qu’il a fournis durant ce travail.
Nous tiendrons aussi à remercier tous les enseignants de notre
département qui ont contribué de près ou de loin à notre formation
durant tout le cursus universitaire.
Ainsi qu’à Mr HOUACHE hassene Ingénieur production en HMD
et Mr ARIF Tahar Ingénieur réservoir champ 208
et à Mr MERZOUK Khalifa Ingénieur réservoir champ 404
et tous les cadres du département réservoir dans le Groupement
Berkine pour leurs aides et leur disponibilité.
ELHAICHAR Moussa.
BOUAKLINE Omar.
Je dédie ce modeste travail à:
Deux êtres qui me sont les plus chers au monde
Ma mère;
Et mon père
Dans l’espoir que celui-ci puisse apporter un peut plus de joie à leurs vies.
A tout mes frères, à toutes mes sœurs et toute la famille BOUAKLINE et
BAFOULOULOU grands et petits, et en particulier Mes grands parents.
A ma Fiancée.
A tous mes amies d’étude de promotion sur tout:
Hamou, Soliman et Abderrahmane.
A mes amies de chambre B.Brahim , W.Abderahman.
A mon binôme H.Moussa.
A tous mes amis chacun a son nom.
A Tous ceux que j’aime et je respecte.
BOUAKLINE Omar
J’ai le grand plaisir de dédier ce modeste travail :
À ma très chère mère, qui me donne toujours l’espoir de vivre
et qui n’a jamais cessé de prier pour moi.
À 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.
une dédicace spéciale à la source de l'amour et de bonheur ma femme, qui me
donne toujours l'espoir de vivre, pour son sacrifice et patience avec moi le long
de la réalisation de ce travail.
À tous mes frères et sœurs.
À tous les membres de ma famille, grande et petite pour leur encouragement à
terminer ma carrière universitaire.
À tous les amis.
À mon binôme Omar.
À tous ceux qui j’aime et je respecte.
ELHAICHAR Moussa
SOMMAIRE
SOMMAIRE
SOMMAIRE
LA LESTE DES FIGURES
LA LISTE DES TABLEAUX
Fig.I.1 Localisation des endommagements 03
Fig.I.2 Influence du skin sur la perméabilité 10
Fig.I.3 Evolution de la pression de fond après fermeture du puits (cas du puits idéal) 13
Fig.I.4 Evolution de la pression de fond après fermeture du puits (Cas du puits endommagé) 14
Fig.I.5 Présentation de la chute de pression due à l’endommagement 14
Fig. I.6 Présentation de la chute de pression en fonction de (t+Δt)/Δt 17
Fig.II.1 Constituants typiques des grés 27
Fig. III.1 Système de production 36
Fig. III.2 Graphe représentatif de l’analyse Nodale du système de production 37
Fig. IV.1 Courbe de remontée de pression du test avant acidification (Horner) 43
Fig.VI.2 Courbe de remontée de pression du test après acidification (Horner) 53
Fig. IV.3 courbe de l’IPR du puits HBNSE07 avant et après l’acidification 56
Tableau IV.1: Evaluation de pression en fonction du temps (4h de fermeture) 43
Tableau. IV. 2: Comparaissent des résultats 45
Tableau IV.3: Tableau de pompage du fluide de traitement 51
Tableau VI.4 : Evaluation de pression en fonction du temps (6h de fermeture) 53
Tableau VI.5 : Comparaissent entre les résultats 55
Tableau IV.6 : les résultats finals 55
Tableau IV. 7: Les gains obtenus après le traitement 57
Tableau IV.8: Description des différents couts de l’opération 57
INTRODUCTION GENERALE
1
INTRODUCTION GENERALE Un gisement est formé d'un ou des plusieurs réservoir rocheux souterrains contenants des
hydrocarbures, la roche réservoir est poreuse et perméable et la structure limitée par des
barrières imperméable qui piègent les hydrocarbures.
Les hydrocarbures qui constituent le pétrole résultent de la transformation des matières
organiques accumulées.
Au cours d'exploitation d'un gisement pétrolier, la productivité du puits diminue avec le
temps à cause des problèmes production qui colmatent le puits, pour améliorer la productivité
d'un puits il doit faire une stimulation pour crée artificiellement aux abords du puits
l'écoulement des fluides par accroissement de la perméabilité, parmi les nombreuses méthodes
de stimulation nous citerons la fracturation et par l'acidification.
L'acidification est l'un des opérations de stimulation pour restaurer la perméabilité d'un
puits.
Dans ce mémoire, avant de rentrer dans la partie pratique, nous avons axé sur les trois
chapitres ; l’endommagement dela formation et notion de skin; la théorie et chimie de
l’acidification et L’ANALYSE NODALE, Logiciel « PERFORM », tout en s’appuyant sur
une recherche bibliographique et les expériences vécues par les sociétés de service,la dernière
partie est consacrée à l’évaluation et l’interprétation des essais pour arriver à des conclusions
et des recommandations.
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
2
I.1 INTRODUCTION :
La mise en évidence d’un endommagement se fait par la constatation d’une baisse de
débit du puits. Il s’exprime par la baisse de l’indice de productivité et par le skin (coefficient
d’endommagement) lorsque celui-ci est positif.
Dans ce chapitre, on analysera en premier lieu les endommagements principaux et notamment
ceux les plus fréquents à HBN, puis on expliquera les manières de leur détection, les
différents types de skin et l’expression de l’endommagement.
I.2 SIGNIFICATION DE L’ENDOMMAGEMENT :
L’endommagement est défini comme étant un obstacle empêchant l’écoulement des fluides
du réservoir vers le puits. Il représente toutes les incrustations que ça soient minérales ou
organiques pouvant altérer la perméabilité naturelle par leur déposition à l’intérieur du
réservoir ou en obturant les perforations voir même le tubing de production et l’installation de
surface.
I.3 LOCALISATION DE L’ENDOMMAGEMENT :
La figure I-1ci-dessous illustre parfaitement les zones de localisation de l’endommagement
tenant compte de la configuration du puits.
I.3.1 Au fond du puits :
Généralement, on trouve des dépôts constitués par des sédiments d`origine diverses
(particules issues de la formation, produits de corrosion des équipements) ou des précipités
(sels, paraffines, asphaltènes).
I.3.2 Aux abords du puits :
Ø Cake externe (zone 1) : Le cake externe est formé des particules solides minérales ou
organiques déposées lors du forage sur la paroi du trou (pour consoliderles parois du puits et
réduire l`infiltration de la boue dans la formation).
Son élimination se fait mécaniquement par grattage ou chimiquement par lavage aux solvants
ou aux acides.
Ø Le cake interne (zone 2):Le cake interne est constitué par des fines particules
solides provenant de la boue, du ciment et des fluides de complétions, se localise dans une
très mince couronne aux abords immédiats du puits et bloque les pores, rendant le milieu peu
perméable.
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
3
Ø La zone envahie (zone 3):Au-delà du cake interne se trouve la zone envahie par les
filtrats de la boue et du ciment, qui vont modifier l`environnement naturel du milieu poreux.
On peut ainsi observer :
- Changement de mouillabilité ;
- Formation d’émulsions ;
- Gonflement et /ou délitage des argiles ;
- Précipitations diverses (minérales et parfois organiques) en cas d`incompatibilité d’un
filtrat avec les fluides en place.
I.4 LES ENDOMMAGEMENTS LES PLUS FREQUENTS À HBN:
Parmi les endommagements les plus rencontrés à HBN on peut citer:
I.4.1 Endommagement dû aux opérations de forage, de workover et de snubbing :
La présence de certains produits dans la boue de forage peut provoquer la formation des
émulsions. Vu la pression hydrostatique, le filtrat de boue a tendance de pénétrer dans le
réservoir et les particules solides se déposent sur la paroi du puits sous forme de cake.
Ø Solides contenus dans le fluide de forage :
L’envahissement de la formation peut être représenté schématiquement par plusieurs zones
s’éloignant de l’axe de puits comme illustré dans la Figure I.1
- Zone 1 : cake externe tapissant les parois du puits ;
- Zone 2 : cake interne : solides ayant pénétré dans le milieu poreux ;
- Zone 3 : zone envahie par le filtrat boue ;
- Zone 4 : zone vierge où la perméabilité n’est pas affectée.
Fig. I.1 Localisation des endommagements
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
4
Ø Filtrat du fluide de forage (invasion par la boue) :
Cet endommagement est représenté par la zone 3de la Fig. I.1,sa profondeur variable,
peut atteindre jusqu’à plusieurs mètres dans les cas d’invasion profonde.
L’endommagement par la boue peut être causé par :
- Un effet physique des particules de la boue qui remplissent la porosité matricielle,
réduise la perméabilité.
- Un effet chimique des produits dans la boue qui peuvent causer une émulsion avec
les fluides de formation et/ou un changement de mouillabilité de la roche.
Ø Le colmatage des perforations :
Au cours des opérations de workover ou de snubbing, un filtre cake se forme toujours
dans les perforations provoquant un bouchage.
Ø Changement de mouillabilité :
La mouillabilité est l’aptitude des parois à être recouverte préférentiellement d’un film
d’huile ou d’eau.
Les solvants et les tensioactifs présentent surtout dans le filtrat des boues à émulsion
inverse (utilisés pour prévenir la formation des sludges ou d’émulsion) peuvent altérer la
mouillabilité de la roche, la formation devient donc mouillable à l’huile ce qui diminue la
perméabilité relative à l’huile.
Ø Formation des émulsions :
Une émulsion est le résultat d’un mélange intime entre deux fluides non miscibles, à
savoir ici:
- L’eau de filtrat de boue avec le brut de réservoir;
- Le filtrat d’une boue à l’huile avec l’eau de réservoir.
Une émulsion est caractérisée par leur forte viscosité. Elle peut même réduire
considérablement la productivité des puits qui lui est inversement proportionnelle. Elle peut
être dissociée par l’injection des agents tensioactifs afin de diminuer leur tension interfaciale
et de la casser.
Ø Gonflement des argiles:
Il est dû à l’invasion du filtrat à base d’eau de forage, de Work-Over et des fluides de
complétion, ce qui trouble l’équilibre entre l’eau de formation et les argiles, qui se gonflent et
réduisent sévèrement la perméabilité.
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
5
I.4.2 Dépôts de sel :
Le sel, à été dés le début de la mise en exploitation du champ de HBN un des principaux
problèmes d’exploitation. Le changement de la pression et de la température au cours de la
production entraîne la précipitation des sels. Ces sels sont essentiellement des chlorures de
sodium (NaCl) dont la répartition est comme suit: 2/3 NaCl et 1/3 d’autres sels.
Malgré l’injection en continu de l’eau par des concentriques et les grattages fréquents
par le Wire-line, les sels ne cessent de se précipiter causant des fois la fermeture totale des
puits.
I.4.3 Dépôts organiques (Asphaltes):
Des petites quantités d’asphaltes ont été remarquées dans les puits depuis leur mise en
production. Ils se déposent dans le tubing et même dans le milieu poreux.
Le dépôt des asphaltes causent un grand problème de production. Bien que les mécanismes de
déposition des asphaltes soient nombreux, les facteurs suivants sont les plus répandus :
- Les asphaltes vont se déposer la ou la pression est au-dessous du point de bulle du brut
produit, typiquement dans le tubing, et même dans la formation.
- Les sels contenus dans les eaux du cambrien forment des sites d’accumulation pour les
asphaltes.
I.4.4 Dépôts minéraux :
Les dépôts minéraux (scales) sont rencontrés dans l’ensemble du puits, de la formation
jusqu’au réseau de collecte. Les principaux sont :
- Les carbonates de calcium : CaCO3 ;
- Les sulfates: BaSO4 (H2O), BaSO4, SrSO4;
- Le chlorure de sodium : NaCl ;
- Les produits de corrosion du fer : FeS, Fe2O3, FeCO3.
I.4.5 Migration des fines:
Lors de la production, quand le débit choisi est grand et l’écoulement est turbulent, il se
produit la migration des particules fines (des argiles, des sables…) de la formation vers les
abords de puits provoquant un bouchage des perforations d’où la baisse de la productivité.
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
6
I.4.6 Colmatage dû à la stimulation:
Dans le cas d’une acidification, l’endommagement est causé par les réactions
Secondaires de l’acide choisi et ses additifs suite au mauvais choix de ceux-ci ou leur
évacuation incomplète ou retardée.
Après une fracturation hydraulique, la fracture soutenue peut être bouchée partiellement
par le fluide transportant les agents de soutènement (gel de frac).
I.4.7 Endommagement dû à l’injection d’eau :
L’injection d’eau dans le champ de HBN est très nécessaire soit pour le maintien de
pression ou bien pour le dessalage. Mais dans certains cas cette eau cause des problèmes dans
le réservoir tels que :
- Saturation en eau aux abords du puits si le débit d’injection n’est pas bien contrôlé
(water-block).
- Blocage par des dépôts de sulfates (scale) dû à l’incompatibilité de l’eau d’injection
et celle de la formation.
I.5 DÉTECTION DES ENDOMMAGEMENTS :
Plusieurs méthodes d’usage très classique sont disponibles dont nous retiendrons :
- Echantillonnage et analyses de laboratoire,
- Essais de puits,
- Historique complet des puits,
- Analyse du système de production.
- Diagraphie de production (PLT …).
I.5.1Echantillonnages et analyses de laboratoire :
La connaissance des caractéristiques d’un endommagement facilite non seulement sa
détection mais permet d’en identifier les causes exactes et par conséquent de choisir une
solution appropriée. Cela ne peut mieux être réalisé que sur des échantillons suffisamment
représentatifs de la roche réservoir et de ses effluents.
I.5.2 Essais de puits :
Les essais de puits avec de bonnes remontées de pression sont un moyen privilégié de
renseignements pour apprécier si une diminution de la production des réservoirs existe. On
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
7
sait toutefois que le skin total «S » englobe des facteurs parasites (pseudo skins) qu’il faut
retrancher pour s’avoir si un réel colmatage existe.
Les essais de puits fournissent aussi d’autres renseignements dont la connaissance est
primordiale : évolution de la pression statique de couche, perméabilité vierge en condition de
fond qui peut différer notablement des mesures faites en surface, index de productivité et
rendement de l’écoulement.
I.5.3 Historique complet du puits :
L’historique d’un puits, est une source primordiale d’informations pour aider à détecter
les causes d’endommagement.
I.5.4 Diagraphies de production (PLT, …):
Les diagraphies de production jouent un rôle très important pour la détection des
endommagements. Le PLT par exemple permet de savoir la participation de chaque banc
perforé à la production totale du puits, donc une bonne localisation de l’endommagement.
I.6 NOTION DE SKIN (COEFFICIENT D’ENDOMMAGEMENT) :
I.6.1 Définition :
Le skin « S » représente le degré d’endommagement total d’un puits sans toute fois
différencier l’endommagement matriciel (que l’acidification peut être une solution) de
l’endommagement secondaire causé par la configuration du puits : le Pseudo-Skin. C’est un
facteur sans dimension -déterminé par des essais de puits- quitraduit la liaison entre le
réservoir et le puits.
Le skin représente une perte de charge supplémentaire (ΔPskin) localisée aux abords du
puits.
- S > 0 si la couche près du puits est colmatée (perte de charge additionnelle)
- S < 0 si la couche près du puits est améliorée.
I.6.2 Origine de skin :
Le skin a plusieurs origines dont les plus importants sont :
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
8
Ø Les perforations :
Le modèle du puits idéal suppose que son contact avec la formation s’étend sur 360º,
mais avec des perforations on conçoit fort bien que la production soit forcée à travers les
seules ouvertures.
Il en résulte une perte de charge qui se traduit par le skin "Sp" appelé coefficient d`effet
pariétal et qui est en fonction du nombre des pérfos et de leurs répartition.
Ø La pénétration partielle :
La perforation d’une partie seulement de la hauteur du puits provoque une restriction
des lignes d’écoulement aux abords du puits.
Elle contribue à l’existence d’un skin positif (pseudo skin "Sc") qui varie en fonction
de l’épaisseur de la formation, du diamètre du puits et de la hauteur perforée.
Ø Endommagement global :
Dans tous les cas, les pertes de charges additionnelles, localisées aux abords du puits
(matrice), peuvent être traitées comme un skin. Donc le skin qui sera mesuré au cours d`un
test, est une résultante de tous ces skins.
Se : l’endommagement réel aux abords du puits (matrice) ;
Sp : la perte de charge due aux perforations ;
Sc : l’étranglement de l’écoulement dû à la pénétration partielle.
I.6.3 Effet de skin sur la perméabilité :
I.6.3.1 Définition de la perméabilité :
La perméabilité est le paramètre clé pour le producteur.
La perméabilité caractérise l'aptitude qu'a une roche à
laisser s'écouler des fluides à travers ses pores.
La perméabilité (k) est le coefficient de
proportionnalité qui relie le débit (Q) d'un fluide de viscosité (µ)
qui passe à travers un échantillon de roche de section (A) et de longueur (dx), à la chute de
pression (dP) nécessaire à son passage.
La loi de Darcy relie ces paramètres s’écrit, en négligeant l’effet de gravité, comme
suit :
S= Se + Sp + Sc
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
9
La loi de Darcy suppose que :
-Il y a qu’un seul fluide présent (écoulement monophasique).
-Le régime d’écoulement soit laminaire.
-L’écoulement est permanent.
-Le milieu soit homogène et isotrope.
-Le fluide est incompressible.
Le rayon re et la perméabilité KS de la zone endommagée sont reliés au Skin par
l’expression de Hawkins : rwrs
S : skin ;
K: perméabilité du réservoir (zone non endommagée) ;
Ks : perméabilité de la zone endommagée ;
rs: rayon de la zone endommagée ;
rw : rayon du puits.
Fig. I.2 Influence du skin sur la perméabilité
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
10
On voit que si :
- S>0 : La perméabilité de la zone voisine du puits est inférieure à celle du reste de la
formation (cas d’un endommagement) ;
- S< 0 : La perméabilité de la zone voisine du puits est supérieure à celle du reste de la
formation (cas d’une amélioration par stimulation) ;
- S=0 : K= Ks(pas d’endommagement).
I.6.4 Effet de skin sur la productivité :
I.6.4.1 Notion de l’indice de productivité :
L’indice de productivité (IP) d’un puits est défini comme le débit associé à une
dépression entre le fond du puits et le gisement, c’est un potentiel du puits et s’exprime pour
un cas d’un liquide dans un écoulement radial circulaire, régime permanent par :
Il existe deux types d’IP :
- IPr : productivité réelle en (m³ /h)/ (Kg /cm²);
- IPth : productivité théorique de même dimension.
· L’indice de productivité théorique (IPO) est donné par :
Où:
α : coefficient dépend des unités utilisés ;
h : la hauteur de la couche productrice ;
k : la perméabilité ;
µ : la viscosité du fluide ;
β : facteur volumétrique de fond ;
re :le rayon de drainage ;
rw : le rayon de puits .
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
11
· En ce qui concerne le puits réel, l’ensemble des perturbations aux abords du puits est
regroupé sous la forme de terme "S" (skin factor) de la manière suivante :
· On définit le rendement d’écoulement (Re) comme étant le rapport entre le débit réel
obtenu et le débit théorique que donnerait le puits idéal dans les mêmes conditions de
fond :
I.6.4.2 Notion de l’indice de productivité :
La connaissance de l’IPR (Inflow Performance Relationship) et l’équation de Hawkins
sont essentielles pour comprendre l’effet d’endommagement(SKIN) de la formation sur la
productivité du puits.
Pour un puits d’huile l’équation d’IPR s’écrit :
Où :
q: débit d’huile conditions de fond (bbl/day) ;
K : perméabilité (md) ;
h : hauteur du réservoir (ft) ;
PG : pression de gisement (psi) ;
Pwf: pression de fond dynamique (psi) ;
µ : viscosité d’huile (cp) ;
β : facteur volumétrique de fond (bbl/STB) ;
re: rayon de drainage(ft);
rw : rayon du puits (ft) ;
S : skin total (sans dimension).
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
12
I.7 EXPRESSION DE L’ENDOMMAGEMENT :
I.7.1 Puits idéal :
On définira un puits idéal comme un puits de rayon a, ouvert sur toute la hauteur h de la
couche dont la perméabilité K n’a pas été altérée.
Si après un temps T de production à un débit constant QFon ferme le puits, l’évolution
de la pression au fond du puits PWF(t), à l’instant (T+Dt) pourra s’écrire comme suit :
La représentation graphique en cordonnées semi-logarithmiques de la variation de
pression est une droite dont la pente permet de calculer la transmissivité du réservoir.
I.7.2 Puits endommagé :
Dans le cas d’un puits endommagé la transmission de la pression n’est pas uniforme à
travers tout le réservoir, elle est affectée par l’hétérogénéité locale se trouvant aux abords
immédiats du puits (de 3 à 5 ft), à savoir que la perméabilité aux abords du puits KS devient
différente de la perméabilité lointaine K (voirFigureI-2).
En conséquence toute diminution de perméabilité aura un effet similaire à une perte de
charge additionnelle "ΔPs" aux abords du puits du à l’effet pariétal (effet de skin).
Fig. I.3 Evolution de la pression de fond après fermeture du puits (cas du puits idéal)
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
13
Dans la pratique, la courbe d’évolution de pression d’un puits ne coïncidera pas avec la
courbe d’un puits idéal. La figure ci-dessous montre la chute de pression due à
l’endommagement.
Effet de paroi
Skin>0
Zone
d’endommagement
Pwf réel
Pwf ideal
Pg
rw r
Pression
P SkinEffet de paroi
Skin>0
Zone
d’endommagement
Pwf réel
Pwf ideal
Pg
rw r
Pression
P SkinP Skin
Fig. I.5 Présentation de la chute de pression due à l’endommagement
Fig. I.4 Evolution de la pression de fond après fermeture du puits (Cas du puits endommagé)
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
14
I.7.3 Expression de l’endommagement :
· Une des expressions de l`endommagement peut être le rapport :
é
é
· La perte de charge due à l’effet de skin est la différence entre la pression de fond de
puits idéal et la pression de fond de puits réelle :
· Cette perte de charge est calculée par l’équation suivante :
Avec : a est un constant dépend des unités utilisés :
a = 1/2Π (en unités SI) ;
a = 141,2 (en unités pratiques US) ;
a = 18,66 (en unités pratiques métriques).
· Si l’on introduit l’effet de paroi dans l’expression de la pression de fond du puits en
système infini, on obtient :
Ceci signifie que la pression de fond de puits est inférieure de à la pression sans
effet de paroi.
On peut calculer l’effet de paroi (le skin) et la perte de charge à partir des résultats des tests de
remontée de pression (Build-up), qui nous donne l’évolution de la pression du fond en
fonction du temps pendant la fermeture du puits.
ΔPskin= S
é
ééé
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
15
I.8 INTERPRÉTATION DU TEST DE PUITS BUILD-UP (MÉTHODE DE
HORNER):
La grande majorité des renseignements tirés d’un essai de puits est obtenue par
l’interprétation de remontées de pression (Build-up).
Les notions utilisées sont:
- Pwf (t): est la pression en écoulement. Le temps est compté depuis le début de la mise
en production;
- Pws (Δt): est la pression en remontée de pression. Le temps est compté depuis le
moment tp de la fermeture du puits.
Remarque :Pws (Dt = 0) = Pwf (tp).
Une remontée de pression s’interprète en utilisant le principe de superposition des
débits.
L’évolution de la pression en débit, une fois l’effet de capacité de puits terminé, est donnée
par l’équation
Pi-Pws( t)
L’équation précédente montre que la pression du fond varie linéairement en fonction de
logt P + D
D
t
t.
Si l’on porte sur un graphiquePwf = f ( logt P + D
D
t
t ) on observe une fois l’effet de capacité de
puits terminé, une droite de pente m :
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
16
Ø Kh du réservoir:
La valeur de la pente m permet de calculer le Kh du réservoir :
Avec: α= 162,6 (en unités pratiques US)
α= 21,5 (en unités pratiques métriques).
Ø Le skin S:
La valeur du skin est calculée à partir de la différence entre:
- la valeur de la pression relevée après 1 heure de remontée de pression sur le droit semi-
log.
- et la valeur de la pression au moment de la fermeture du puits.
Avec: β = 3,23 (US)
β = 3,10 (métriques).
P (Psi) P1h P* 3000 2600 2200 100 101 102 (t+Dt)/Dt
Fig. I.6 Présentation de la chute de pression en fonction de(t+Δt)/Δt
Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin
17
Ø Pression extrapolée:
Si la remontée de pression se poursuivait indéfiniment, la pression fond rejoindrait la pression
initiale du réservoir.
La valeur de cette pression initiale peut être lue sur la remontée de pression pour Dt®¥
soit t + t
tP D
D=1 cette valeur de pression est appelée pression extrapolée.
elle est notée (p*).
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
18
II.1 THEORIE DE L’ACIDIFICATION :
II.1.1 Notion de stimulation :
Les différentes méthodes de stimulation ont pour but d’améliorer l’indice de
productivité ou d’injectivité jugé insuffisant. Elles permettent donc d’augmenter la vitesse de
récupération des réserves mais non pas les réserves récupérables, si ce n’est qu’elles peuvent
rendre rentable l’exploitation d’un puits qui autrement aurait un débit insuffisant.
Avant d’entreprendre un traitement de stimulation il est primordial de bien localiser la
nature du problème de manière à choisir le type de traitement qui peut effectivement remédier
à la situation.
Par ailleurs, il ne faut pas oublier que la production du puits dépend certes de l’indice de
productivité mais aussi de la pression moyenne du gisement et de la contre-pression en fond
de puits. Aussi, un maintien de pression, un changement de diamètre du tubing, la mise en
place d’un procédé d’activation,…, peuvent être envisagé en substitution à une stimulation.
II.1.2 Les Principaux méthodes de stimulation :
A. Fracturation hydraulique :
La fracturation hydraulique est une opération qui consiste à créer après rupture de la roche un
drain perméable s’entendant le plus loin possible dans la formation de manière à faciliter
l’écoulement vers le fond de puits. La fracturation de la formation est obtenue par
l’application d’une pression supérieure à celle exercée par les couches sus- jacents sur la
formation.
B. Fracturation à l’acide :
Dans la fracturation à l’acide le fluide de traitement est un acide injecté à grand débit afin de
créer des fractures dans la formation, en outre l’acide remplissant les fractures réagit avec les
parois en éliminant ainsi un certain volume de roche.
C. L’acidification matricielle :
Elle consiste à injecter un volume d’acide contenant des additifs chimiques avec une
pression d’injection inférieure à la pression de génération d’une fracture.
L’acide donc sert à :
- Dissoudre certaines particules obturant les pores de formation ;
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
19
- Solubiliser certain composés de la roche elle-même ;
- Modifier l’état physico-chimique.
D. Lavage aux solvants :
L’endommagement du puits peut être causé par les émulsions de l’huile et de l’eau ou
bien par des dépôts de paraffines, qui peuvent être éliminé par l’injection d’un solvant
organique ou d’une tension -actif.
II.1.3 Stimulation par acidification :
Parmi les traitements matriciels les plus généralement appliqués pour améliorer la
productivité des puits, on trouve la stimulation par acidification.
L’acidification consiste comme déjà dit auparavant à injecter des solutions acides
mélangées avec des additifs, selon qu’elle vise à restituer à la roche ses caractéristiques
initiales ou à les améliorer. En fait, ce procédé s’applique principalement au cas où il s’agit de
restaurer la perméabilité aux abords de puits en éliminant le colmatage.
II.1.3.1 Les Informations nécessaires à tout projet d’acidification :
Acidifier un puits n’entraîne pas souvent un gain en production si les informations
capitales ci-dessous, nécessaires pour engager un projet d’acidification, ne sont pas prises en
compte.
Pour sélectionner un puits candidat à l’acidification et procéder au traitement adéquat,
on doit analyser :
- Le rapport géologique ;
- Le rapport de production du champ ;
- Le rapport de complétion du puits ;
- L’historique de production du puits ;
- Le rapport de test.
A. Rapport géologique:
Les analyses sédimentologiques et pétrophysiques nous renseignent sur : - La nature de la roche ;
- La Teneur en argile ;
- Le type d’argile ;
- La présence de fracture ou de fissure.
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
20
B. Rapport de production du champ : Ce rapport concerne :
- L’historique de production des puits ;
- Etude de réservoir (porosité, perméabilité, saturation en eau, en gaz, en huile) ;
- Type de stimulation employée et les résultats obtenus avec les différents acides et
additifs.
C. Rapport d’implantation et de complétion du puits : Ce rapport contient :
· Position stratigraphique :
On utilise les cartes isobathes et isobaques pour déterminer l’interface des fluides et la
possibilité de formation d’un cône d’eau ou de gaz.
· Historique de forage :
On se base sur les courbes d’avancement des fluides de forage (densité, PH, filtrat) afin
de connaître la nature de la roche et les pertes éventuelles, rencontrées lors du forage.
· Diagraphie :
A partir de l`interprétation des différents enregistrements des outils de diagraphie
(sonique, induction, gamma ray, diamètreur, etc.).
On aura des informations sur :
- La nature de la roche et des fluides, la porosité et l’argilosité ;
- Les paramètres mécaniques de la roche ;
- La saturation en fluides ;
- La profondeur d`invasion de la couche par le filtrat de la boue;
- La régularité du trou (étranglement et présence de caves).
· Analyse des carottes : Cette analyse permet d’avoir des informations sur :
- La nature de la roche ;
- La porosité et la perméabilité ;
- La mouillabilité ;
- La solubilité des colmatants ou particules minérales dans les acides ;
- Teneur en fer.
D. Rapport de test : Les données fournies par ce rapport sont :
- Débit : Q ;
- La pression de fond Pwf et pression de tête Pt ;
- WOR, GOR ;
- L’analyse des fluides ;
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
21
- L’interprétation des essais de remontée de pression.
II.1.3.2 Préparation pour une acidification :
Pour entamer une opération d’acidification, il faut suivre les étapes suivantes :
- S’assurer que le puits est un candidat à une stimulation de la matrice par analyse de
la courbe de déclin ;
- Déterminer la cause de l’endommagement, son degré et sa localisation par la revue
des historiques de production et d’interventions ;
- Faire une analyse nodale pour justifier la nécessité d’une intervention par
acidification, par la détermination des performances du puits ;
- Sélectionner la bonne formulation des fluides de traitement, afin de minimiser les
risques d’échec (formation des précipités secondaires, sludges… etc.) ;
- Déterminer la pression et le débit d’injection pour ne pas fracturer la formation ;
- Déterminer le volume du traitement à injecter par foot d’intervalle pénétré ;
- Si le réservoir est composé de plusieurs couches ou si la zone est épaisse, utiliser un
nombre approprié de diversion pour que l’acide soit bien réparti ;
- Choisir le mode de placement en tenant compte de la configuration du puits
considéré ;
- Prévoir un plan de nettoyage et redémarrage du puits ;
- Evaluer la rentabilité du traitement en estimant l’augmentation de la productivité ou
l’injectivité, voir le coût du traitement.
II.1.3.3 Les différentes étapes d’un traitement à l’acide :
L’objectif principal d’un traitement à l’acide est l’élimination de l’endommagement de
la formation et la restauration de la productivité des puits.
Le type d’acide utilisé dépend principalement du type et de l’endommagement.
Une fois ceux-ci clairement identifiés, le type d’acide est facilement sélectionné et les
volumes sont calculés en fonction des paramètres du réservoir et des résultats du laboratoire.
Les principales étapes des acidifications matricielles exécutées sur les puits de Hassi
Berkine sont :
A. Le tube clean et nettoyage des perforations :
Avant chaque opération de traitement matriciel, un Tube clean est exigé pour le
nettoyage du tubing de production. Le Tube Clean est pompé à travers le Coiled Tubing ou le
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
22
concentrique. Son objectif est de chasser tous les débris solubles dans l’HCl (les sédiments, la
rouille) et toute sorte de produits indésirables à pénétrer dans la formation, et qui seraient
collés sur les parois du tubing et du liner, lors du squeeze du traitement principal.
Les principaux fluides utilisés sont : Tube clean qui est le HCl (7.5%, 10%), MSR100,
Reformât et Gel.
Il est conseillé d’utiliser un solvant comme le Réformât pour les puits qui souffrent de
dépôts fréquents d’asphaltes, il doit être circulé dans un premier temps avant l’acide dilué à
cause de l’incompatibilité des asphaltes avec l’acide.
Le nettoyage des perforations est indispensable pour les puits équipés en liner cimenté
et perforé, le « clean sweep » où le Reformât où même l’acide HCl sont utilisés pour le
nettoyage, et pour avoir une meilleure opération, on fait plusieurs passes en face des
perforations.
La nitrification des fluides permet le nettoyage du puits en Under balance pour une
meilleure évacuation des incrustations non solubles.
B. Le traitement matriciel : Le traitement comprend:
Ø Le preflush : Le preflush est utilisé dans tous les traitements, Le principal fluide
utilisé dans cette étape est le HCL (7.5% et 10%) et MSR100.
Le preflush possède plusieurs fonctions importantes :
- Il réagit avec les carbonates dans la formation pour éviter leur réaction avec l’HF et pour
minimiser la consommation d’HF.
- Il isole et déplace l’eau de formation loin des abords du puits pour éviter le contact entre
le HF et l’eau riche en K+, Na+ et Ca+2 pour prévenir les endommagements dus aux
fluosilicates de sodium ou de potassium.
Ø Le traitement principal : Le Mud-acid est le fluide du traitement principal.
Il est constitué d’un mélange d’HCl et d’acide HF avec des inhibiteurs et tous les autres
additifs spéciaux requis pour traiter la formation.
L’acide fluorhydrique (HF) réagit avec les argiles, le filtrat de ciment et la boue de
forage pour améliorer la perméabilité aux abords du puits.
L’acide chlorhydrique (HCl) ne réagit pas ou peu avec ces produits et n’est présent que
pour conserver un PH fortement acide, et éviter ainsi la précipitation de certains composés.
D’autres types de fluides de concentration d’acide sont utilisés en fonction des
conditions des puits et de la nature des endommagements, parmi ceux utilisés, on citera le
MSR 10:2, MSR 12:3, MA 6:1.5, etc.
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
23
La plupart des volumes de fluides de traitement sont calculés à la base de (1ou 1.5)
mètre de rayon de pénétration.
Ø L’Overflush : Cette étape est utilisée dans toutes les opérations d’acidification après
le traitement principal, le fluide utilisé est le HCL 5% ou 7.5%, leMSR100 ou un
hydrocarbure léger, tel que l’essence ou le gasoil. Son but est de déplacer les précipités
endommageant, loin des abords du puits. Un rayon de pénétration de 4 ft est d’habitude
suffisant.
Des additifs nécessaires sont ajoutés au volume d’acide pour :
- Faciliter le dégorgement de l’acide usé et les produits de réaction ;
- Restaurer la mouillabilité de la roche à l’eau de la formation ;
- Eviter la formation des émulsions stables.
C. Le dégorgement du puits : Le dégorgement du puits devra être effectué impérativement
le plus vite possible après le traitement. Les produits des réactions chimiques, ne sont pas
stables, ils se transforment en d’autres produits qui se précipiteraient et boucheraient les
pores de la matrice s’ils ne sont pas immédiatement dégorgés.
v Placement des fluides de traitement : Le placement des fluides de traitement peut être
fait par Coiled Tubing (le plus utilisé), par concentrique ou en bull heading selon le cas.
v Diversion du traitement : Lorsque l’acide est injecté dans une formation, il va choisir le
chemin le plus facile (il va pénétrer dans les pores les plus perméables), c’est-à-dire
finalement ceux qui ont le moins besoin d’être stimulés.
Pour éviter ce problème, on utilise des agents de diversion, qui ont pour but de colmater
temporairement les pores ou perforations les plus ouvertes ou perméables et forcer le fluide de
traitement de pénétrer dans les zones les moins perméables ou les plus colmatées.
La diversion consiste à traiter successivement les bancs colmatés en les isolant l’un de
l’autre. Ceci peut être réalisé de différentes manières :
Ø Diversion mécanique (rarement utilisée) :Le principe consiste à poser un packer pour
isoler la zone d’intérêt des zones à risque et acheminer le fluide de traitement vers la zone
ciblée ; c’est un traitement sélectif. Ce type de diversion est appliqué pour les puits muni d’un
concentrique, et il n’est pas possible en open hole.
Ø Diversion à la mousse (la plus utilisée):Cette technique se fait par l’injection des billes
(bouchons) dans le fluide de diversion qui assure la sélectivité du traitement en limitant
temporairement le débit des fluides injectés dans les zones les plus perméables (moins
endommagées), afin d’homogénéiser la distribution de l’acide le long de la couche réservoir.
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
24
II.1.3.4 Tests au laboratoire d’un projet d’acidification:
Avant d’injecter des fluides quel qu’ils soient dans une formation pétrolifère, il est
important d’avoir une bonne connaissance des caractéristiques pétrophysiques du réservoir.
Le contact de l’acide ou d’autres fluides avec la formation ou les fluides en place peut avoir
un effet néfaste : sludges, émulsion, précipitation d’hydroxyde de fer, production de sable,
etc.
L’objectif principal des études de laboratoire est de déterminer les propriétés physico-
chimiques du réservoir afin de prévenir ou de restaurer tout endommagement, d’évaluer les
possibilités de succès d’une acidification matricielle ou d’une fracturation à l’acide, de
sélectionner les additifs adéquats afin d’éviter tout incompatibilité pouvant réduire ou annuler
l’efficacité d’un traitement.
Ces études sont appliquées aux échantillons de roche, aux échantillons de fluides et
parfois aux échantillons de dépôts.
A. Analyse des échantillons de roche : Les différentes analyses des échantillons de roche
sont classées comme suit :
Ø Les études pétrographiques : Les études pétrographiques, incluent l’analyse de
diffraction des rayons X (l’analyse radio cristallographique) et permettent la caractérisation
minéralogique et pétrophysique (les mesures de la porosité et de la perméabilité) de
l’échantillon.
Ø Tests d’écoulement de l’échantillon : Les tests d’écoulement dans les échantillons
sont faits dans un appareil à hautes pressions et températures, ils sont désignés pour
déterminer les effets des différents fluides sur l’échantillon de formation en simulant les
conditions de traitement du puits.
Ø Test de solubilité :
But :Définir pour un échantillon de roche préalablement broyé, tamisé, lavé et séché, sa
solubilité maximum dans les acides.
Les calcaires et dolomies sont entièrement solubles dans les acides chlorhydriques,
formique, acétique...etc. Mais les silicates y sont insolubles; il sera nécessaire pour ces
derniers d’utiliser le mud acid avec une concentration standard de 12% HCl et 3% HF.
Ce test contribue à fournir la présélection du traitement à appliquer à la formation et
indiquera la quantité approximative de carbonates et de silicates solubles.
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
25
Ø Test de colmatage:
Ce test se déroule en conditions de fond et consiste à simuler l’envahissement des
échantillons de roche par la boue.
Ø Test ARC (Test de Réponse à l’Acide) :
C’est le test le plus important pour un projet d’acidification matricielle.
But: Le but principal de ce test est de déterminer l’évolution de la perméabilité matricielle en
fonction d’un volume d’acide injecté par unité de surface.
Procédure : L’échantillon de la roche est monté dans une cellule conçue de telle façonqui n’y
ait aucun passage de fluide entre la carotte et la paroi, l’échantillon est alors saturé avec de
l’eau de formation ou à défaut une eau de salinité contrôlée et considérée comme neutre vis-à-
vis de la formation. On prendra soin de s’assurer que ce fluide de référence ne présente pas
d’incompatibilité avec les acides. Après avoir déterminé la perméabilité de l’échantillon à ce
fluide de référence, la séquence d’acides sélectionnés est injectée au travers de l’échantillon.
La perméabilité aux fluides de référence est redéterminée après les séquences des acides.
B. Analyse des échantillons d’huile :
Ø Test d’émulsion :L’utilisation des solutions aqueuses acides et sous l’effet de la
turbulence due au pompage peut engendrer une émulsion visqueuse et stable.
Le but de cet essai est de mettre en évidence l’existence de ce phénomène et de
l’empêcher avec des agents dés émulsifiants.
Ø Test de précipitation des sludges :Le but de cet essai est de détecter la tendance de la
précipitation des produits organiques lourds dénommés " Sludge " lors du contact des
différentes solutions acides avec le brut de la formation. Donc de déceler cette tendance et d’y
remédier par la sélection d’additifs appropriés.
II.2 CHIMIE DE L’ACIDIFICATION :
II.2.1 Acidification des réservoirs gréseux :
II.2.1.1 Caractéristiques des formations gréseuses :
Les grés sont formés d’un certain nombre de minéraux très différents, à savoir :
- Le quartz, élément très dominant (50-90)% ;
- Des silicates :
Argiles et micas (structure en feuillet) (5-30)%.
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
26
Feldspaths (structure tridimensionnelle) (0-10)%.
- Des carbonates (0-10)% ;
- Des impuretés : fer, calcium (0-3)%.
Alors que le quartz, les feldspaths et les micas constituent le squelette originel de la
roche, le ciment de celle-ci est formé de minéraux secondaires : surcroissance du quartz,
carbonates et argiles qui ont précipités dans les pores longtemps après.
On les trouve principalement soit attachées à la surface des pores (chlorites) en les
bloquant partiellement (illite), soit à l’intérieur de ces derniers (kaolinite). La figure ci-
dessous illustre cette situation :
II.2.1.2 Action des acides sur les réservoirs gréseux :
Les acides auront :
- Soit à dissoudre certaines particules obturant les pores de la roche magasin (par
exemple, carbonate de calcium) ;
- Soit à permettre, de telles particules sont insolubles, leurs libération par une attaque
de la matrice qu’elles obturent ;
- Soit, enfin, à entraîner une modification de l’état physico-chimique de ces particules
(cas d’un gonflement des argiles)
Fig.II.1 Constituants typiques des grés
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
27
A. Acide chlorhydrique (HCl) : L’acide chlorhydrique est utilisé généralement comme
suit :
- Lavage des perforations,
- Acidification des grés (matrice seulement),
- Acidification des grés avec 15% à 20% de carbonate,
- Bouchons de tête et de queue pour les mélanges HCl-HF,
- Fracturation des carbonates (fractures et matrice),
- Elimination des dépôts solubles dans l’acide.
Ø Action d’HCl sur la matrice :
Elle est pratiquement nulle sur le quartz et très faible sur les argiles.
Seules les carbonates sont très solubles mais leur taux de solubilité n’est pas nécessairement
représentatif de leur pourcentage exact comme on a parfois tendance à le croire. D’autres
minéraux en effet, les « impuretés », sont solubles du moins partiellement dans HCL et leur
présence doit être détectée lors de l’étude pétrographique.
Ø Action d’HCl sur l’endommagement :
Dans la mesure où le colmatage est le fait des particules solides des fluides de forage
(argiles en particulier, alourdissant inadaptés) ou de complétion (impuretés diverses), HCl a
une action très faible et ne peut donc participer valablement à leur destruction.
Sinon, l’HCL peut avoir une certaine action mais seulement dans des cas particuliers
bien précis tels que : dissolution de carbonate utilisé comme colmatant ou alourdissant, ou à
l’état de dépôt dans le puits.
B. Acide fluorhydrique(HF):L’acide fluorhydrique est utilisé avec l’acide chlorhydrique
pour intensifier la vitesse de réaction du système et solubiliser la formation,
particulièrement les grés. En général l’acide fluorhydrique est utilisé comme suit :
- Toujours pompé comme un mélange HCl-HF (pour le traitement principal) ;
- Acidification matricielle des formations gréseuses ;
- Solubiliser les fines qui ne sont pas solubles dans l’HCl ;
- Ses concentrations varient de 1.5% à 6 % ;
- 3,79 litres de (HCl 12% -HF 3%) peut dissoudre 0,10 kg de grés .
Ø Action d’HF sur la matrice : Elle est certaine, tant sur le quartz (modéré) que sur les
argiles (importante) et les carbonates (très grande). Les réactions sont les suivantes :
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
28
Ü Quartz :
4 HF + SiO2 à SiF4 + 2H2O
Avec HF en excès : SiF4 + 2HF à H2SiF6
Cet acide fluorosilicique (H2SiF6) peut réagir à son tour, nous le verrons bientôt.
Ü Argiles :
Al2SiO10 (OH)2 + 36 HF 4 H2 SiF2 + 12 H2O + 2 H3AlF6 (Bentonite)
Ü Carbonates :
2HF+ CaCO3 à CaF2 +CO2 + H2O
Ø Action d’HF sur l’endommagement : La surconcentration de particules solides, en
particulier argileuses, ayant filtré aux abords du puits fait spécialement l’objet de l’action du
HF qui à même de les dissoudre de façon conséquente. C’est son utilisation fréquente et très
classique.
Les formulations usuelles du Mud Acid sont :
HCl 12 % - HF 3% : Regular Mud Acid.
HCl 10 % -HF 2% : medium Mud Acid.
HCl 6 % - HF 1.5 %: half Strength Mud Acid.
C. Réactions secondaires :
Les problèmes de colmatage partiel sont les plus souvent dus à d’autres réactions
secondaires. Il existe principalement :
Ø Précipitation de CaF2 Fluorure de Calcium : Le CaF2 se produit après réaction de
l’HF sur la matrice qui contient un pourcentage de calcite. Il est considéré comme le principal
responsable du colmatage après acidification quand une quantité d’acide reste dans la
formation. Mais la présence de l’HCL empêche un tel précipité de se former, en maintenant
un PH acide.
Ø Précipitations des fluorosilicates : La réaction primaire de l’HF sur la silice est :
4 HF + SiO2 SiF4 + 2 H2O
Peut en fait se compliquer d’une réaction secondaire de la forme :
SiF4 + 2 HF H2SiF6
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
29
Engendrant de l’acide fluorosilicique, qui peut s’ioniser en 2H+ et SiF6
-
- L’ion H+ contribue à la réaction globale de l’acide sur la roche.
- L’ion hexaflurosilicate (SiF6-) réagit avec des cations présents dans le réservoir tels
que : Calcium, Ammonium, sodium, Potassium.
Ø Hexaflurosilicate de Sodium et Potassium :
2Na+ + SiF6-2
à Na2 SiF6
2K+ +SiF6-2
à K2 SiF6
Ces produits sont insolubles et peuvent être la cause du colmatage de la matrice après
acidification. Ces précipités se forment et se déposent si l’acide est laissé en place dans la
formation.
Dans les formations contenant de l’eau fortement salée, on minimisera les risques de
formation de précipité en utilisant un preflush d’eau douce ou d’acide chlorhydrique faible.
Ø Précipités métalliques :
Le fer sous divers degrés d’oxydation, est présent dans la solution acide et dans la
formation, il provient de :
- La dissolution de la rouille existant dans le tubing et dissoute par l’acide en cours de
pompage,
- La corrosion des équipements de fond.
- De la roche réservoir qui contient un pourcentage de fer qui se précipite lorsque le
pH de la solution augmente.
II.2.2 Les principaux acides utilisés à HBN:
Parmi les solutions acides utilisées au champ de Hassi Berkine, on peut citer :
A. M.S.R (Mud and Silt Remover):est une solution acide, soit HCl, soit MudAcid, contenant
un agent tensioactif (F78) et un agent complexant du fer (L41 ou L42). La combinaison de ces
deux additifs confère à cette solution de remarquables propriétés de dispersion et de
suspension des fines libérées par l’action de l’acide.
L’application du MSR est dans les zones colmatées par des particules solides
(boue, ciment...).
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
30
Il existe trois formulations de MSR:
- MSR 100 et MSR 150 formés de l’acide HCL contenant un agent tensioactif et un
agent complexant du fer avec différents volumes ;
- MSR 123 formé de MudAcid (HCI 12% – HF3%) contenant un agent tensioactif,
un agent complexant du fer et un dés émulsifiant (U66).
B. B.D.A (Break Down Acid): est une solution d’acide chlorhydrique, généralement peu
concentré (de 5 à 7.5%) contenant un agent tensioactif (F78).
Des concentrations d’acide plus élevées peuvent être utilisées jusqu’à 15%. Il est utilisé
surtout pour le nettoyage, il a l’avantage de disperser et de suspendre les solides.
C. D.A.D (Dowell Acid Dispersion): cet acide est une émulsion de solvant dans l’acide
stabilisé par agent émulsionnant (U74). Diverses solutions d’acide peuvent être utilisées (HCl,
Mud Acid, Acide Organique), ainsi que plusieurs solvants dont la concentration dans la
solution peut varier de 10% à 50%. Le solvant peut être du kérosène, du xylène ou d’autres
solvants aromatiques.
Le DAD est utilisé pour le nettoyage des perforations, équipements de fond colmatés
par des dépôts d’hydrocarbures et pour la stimulation des puits producteurs d’huile.
D. Formulation Sandstone 2000: C’est une formulation d’acide élaborée par la compagnie
de service Halliburton, elle a été utilisée dans de nombreux réservoirs gréseux et les résultats
sont en courageants, la formulation d’acide est de 9%HCI et 1%HF.
Le Sandstone acid est utilisé pour restaurer la perméabilité initiale de la formation par
dissolution des matériaux d’endommagement et d’augmenter la perméabilité par dissolution
partielle des argiles, silicates et quartz.
Cette formulation peut être utilisée avec différents additifs afin de former l’un des
acides suivants:
Ü Fines control acid : Traite les endommagements profonds causés par la migration
des fines et gonflement des argiles;
Ü Silicaacid : dissout les silicates dans les puits à haute température;
Ü Volcanicacid: traite les formations sensibles à HCl;
Ü K- Sparacid: cette solution traite les formations à grand pourcentage de potassium, de
l’endommagement dû à la précipitation secondaire.
Ü Sandstone completion acid: traite la totalité des formations gréseuses. Les additifs
utilisés donnent à cette formulation une amélioration du débit d’injection.
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
31
Les propriétés de cet acide sont:
- Rapide et limite les réactions avec les argiles;
- Accélère la réaction avec le quartz;
- Forte dissolution des dépôts;
- Grande pénétration.
Le traitement de la matrice avec Sandstone acid se fait en trois étapes :
1. Preflush : On utilise l’acide HCL, acide acétique, claysafe5 ou acide formique;
2. Sandstone acid : Acide de traitement principal;
3. Overflush : Les acides utilisés sont : Acide HCl, acide formique, clayfix5 ou acide
acétique (3-10%).
E. BJ- Sandstone acid: C’est une formulation d’acide utilisée par la société de service BJSP.
Cet acide est destiné au traitement des roches gréseuses. Ses propriétés sont:
- Limite les réactions avec les argiles;
- Augmente la solubilité de quartz;
- Réaction retardée par formation d’un film autour des argiles. Ce film temporaire est
enlevé par l’overflush;
- Faible potentiel de précipitation;
- Réaction retardée d’HF;
- Moins de corrosion en fonction des additifs;
- Grande pénétration;
- Laisse la formation mouillable à l’eau;
- Peut être utilisé à des températures élevées.
F. Autres types d’acide :
Ø Acides organiques : Ils peuvent être injectés profondément dans la matrice (ou
comme des retardateurs) à cause de ses faibles vitesses de réaction, On utilise
généralement :
1. Acide acétique (CH3COOH) : L’acide acétique est souvent utilisé à une concentration de
100% comme il peut être ajouté à d’autre acide. Il est surtout utilisé pour sa faible vitesse de
réaction et sa stabilité à haute température.
2. Acide formique (HCOOH) :C’est un acide qui est plus fort que l’acide acétique et plus
faible que l’acide chlorhydrique.
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
32
La corrosion du métal due à l’acide formique est plus uniforme que celle produite par
l’HCL. Il existe des inhibiteurs qui permettent son utilisation sans causant la corrosion.
Ø Organic Clay Acid :C’est un système d’acide retardé, composé d’acide citrique,
borique, HCL et d’HF d’où il peut être injecté profondément dans la matrice et aussi
peut stabiliser les argiles en suspension dans les pores.
Il est utilisé pour l’acidification des formations moins consolidées contenant des faibles
concentrations argiles sensibles au HCL ayant des températures < 150°C.
Ø Clay Acid (acide fluoborique HBF4):L’acide fluoborique n’est que partiellement
hydrolyse, et cette hydrolyse se poursuit au fur et à mesure que l’HF généré réagit
sur la roche.
La réaction d’hydrolyse est :
HBF4 + H2O HBF3(OH) + HF
Le Clay acide est utilisé dans le traitement des réservoirs argilo-gréseux, il est utilisé
pour son pouvoir de dissoudre les argiles et prévenir leur migration en les fusionnant sur les
parois du pore.
II.2.3 Les additifs:
Les additifs sont indispensables pour le traitement matriciel. Ils sont utilisés pour
améliorer l’efficacité de la stimulation et diminuer les effets secondaires néfastes ainsi que la
protection des équipements de fond et de surface du puits.
* Les additifs les plus utilisés sont:
A. Inhibiteurs de corrosion: ils sont destinés à assurer la protection des équipements de
fond et de surface. Leur efficacité limitée dans le temps, est fonction de la température, de la
nature, de la concentration de l’acide et du type d’acier. Ils réagissent généralement par
adsorption à la surface du métal.
B. Agents complexant du fer: l’origine de fer est double, il provient soit des dépôts de
corrosion formés sur les parois du tubing, soit des minéraux de la formation (pyrite FeS2,
sidérite FeCO3) solubilisés au cours de l’injection. Le problème de la précipitation du fer se
pose lorsque le pH remonte vers la neutralité.
C. Les désémulsifiants : les agents anti-émulsions ont pour rôle, la prévention et la casse des
émulsions formées. Il est indispensable de préciser à priori la nature et la concentration des
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
33
produits à ajouter pour une efficacité maximum. Donc, on doit passer par des essais au
laboratoire pour déterminer l’agent dés émulsifiant valable.
D. Les antisludges: le sludge est constitué d’un mélange d’asphaltènes, des résines, de cire
paraffinique et d’hydrocarbures à haut poids moléculaire qui présent dans le brut, se
précipite aux interfaces eau-huile. Les sludges sont des produits insolubles une fois formés et
la seule solution est d’empêcher leur formation en utilisant des surfactants appropriés qui
permettent de les garder en suspension ou en dispersion dans les bruts. Un autre moyen de
prévention existe, il s’agit d’emploi d’un acide organique ou de dispersion par un solvant
aromatique.
E. Les agents tensioactifs (surfactants):les agents tensioactifs ont pour objectif de réduire
la tension superficielle et diminuer la tension interfaciale entre deux liquides non miscibles ou
entre un liquide-solide. Ils ont aussi pour objet d’améliorer le contact acide-roche et la
pénétration de l’acide en diminuant les phénomènes capillaires, changer la mouillabilité de la
roche, briser les émulsions et disperser les fines particules libérées par l’acide.
F. Les réducteurs de friction: ils permettent de diminuer les forces de frottement qui
impliquent une réduction de la pression d’injection et diminuer la puissance de pompage.
G. Les agents de diversion: ils sont appelés également colmatants temporaires. Ils sont
utilisés pour assurer une sélectivité lors des traitements et la couverture de toute la formation
par l’acide.
H. Les stabilisateurs d’argile: ils sont destinés à éviter l’endommagement dû au gonflement
des argiles à la suite de contact de la roche avec une eau fraîche. L’agent stabilisateur d’argile
agit en consolidant les particules argileuses empêchant ainsi leur migration.
II.2.4 Choix du type d’acide :
Les propriétés chimiques à prendre en considération pour la sélection de l’acide sont:
Ø Puissance de dissolution : Elle dépend du type d’acide et de sa concentration.
Ø Vitesse de réaction : Elle dépend de:
1. La pression: l’influence de la pression sur la vitesse de réaction de l’acide
fluorhydrique est surprenante à mesure que le HF réagit avec les grés, de tétra fluorure de
silicium (SiF4) se forme, et sous l’influence de la pression de réservoir, ce dernier reste en
solution, ce qu’a pour résultat d’accélérer la réaction.
Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification
34
2. La température: la vitesse de réaction varie en fonction de la température au cours
du traitement, plus la température augmente, plus la vitesse de réaction augmente et favorise
le contact de l’acide sur la roche.
3. La concentration: La vitesse de réaction de l’HCL est une fonction non linéaire de
la concentration. L’ionisation produite par l’acide augmente avec la concentration, et est
maximale lorsque cette augmentation est de l’ordre de 26%, puis décroit ensuite.
4. La composition de la roche: C’est un élément très important qu’il faut prendre en
considération. Il faut bien connaître les constituants de la roche avant le traitement.
Les caractéristiques du réservoir sont très importantes pour l’élaboration d’un traitement
de stimulation ainsi que la bonne formulation d’acide, on peut citer :
- Nature de la roche (solubilité dans les acides);
- Fluide contenu dans le réservoir;
- Teneur en argiles et leur nature;
- Teneur en fer;
- Température du gisement ;
- porosité et perméabilité;
- Solubilité à l’eau;
- Friabilité de la roche.
La plupart de ces caractéristiques peuvent être déterminées à partir des analyses au
laboratoire des carottes.
Chapitre III : Analyse nodale
35
III. ANALYSE NODALE, Logiciel « PERFORM »
III.1 Présentation du Logiciel d’optimisation ² PERFORM ² :
Le logiciel PERFORM, comme son nom l’indique permet d’analyser la performance
des puits producteurs en se basant sur la description du processus de l’écoulement tri phasique
depuis le réservoir jusqu’au séparateur.
Un tel processus est subdivisé en trois phases à savoir :
Ø L’écoulement à travers le réservoir ;
Ø L’écoulement à travers la complétion ;
Ø L’écoulement à travers le tubing ;
Ø L’écoulement à travers le réseau de collecte et le séparateur.
La représentation schématique du système de production est illustrée comme suit :
En fonction du problème à traiter et des données à disposition, un point d’analyse appelé
«Node » peut être choisi au fond, dans le réservoir ou en surface ; d’où le nom d’analyse
nodale.
La simplicité et la rapidité de traitement des problèmes avec ce logiciel lui offrent une
grande place dans le domaine de l’engineering et la production. Il permet :
- L’analyse de la performance des puits ;
- L’optimisation des complétions ;
Fig III.1Système de Production
Fig. III.1 Système de production
Chapitre III : Analyse nodale
36
Inflow
Outflow
o
Point de Fonctionnement
Q (m3/h)
P (kg/cm2)
Pfonct
Qfonct
Fig III.2 Graphe représentatif de l’analyse Nodale du système de production
- L’optimisation du gas-lift.
Le système de production est divisé en 2 segments :
1- L’Inflow : Segment qui comprend tous les composants entre les limites du réservoir et le
fond du puits.
2- L’Outflow : Segment qui comprend tous les composants entre le fond du puits et le
séparateur.
Le point d’intersection des deux courbes Inflow et Outflow sur un même graphe donne
le point de fonctionnement du puits.
Dans un écoulement diphasique il a été prouvé théoriquement que le graphique du débit
en fonction de la pression de fond est une courbe au lieu d’une droite, donc la valeur de
l’Index de Productivité n’est pas une constante. Pour cette raison Gilbert proposa des
méthodes d’analyse des puits qui utilisent toute la courbe de débit, ce graphe est appelé
courbes IPR (Inflow Performance Relationship). La détermination de cette courbe est
importante dans l’analyse nodale, elle peut être définie comme étant la capacité d’un puits
complété, à évacuer ou à acheminer un fluide du réservoir jusqu’en surface et l’IPR peut être
utilisé pour prédire le débit après un traitement de stimulation.
Le graphe représentatif de l’analyse nodale du système est illustré sur la figure
suivante :
Perform utilise les lois et corrélations régissant l’écoulement dans le processus de
production depuis le réservoir jusqu’en surface.
Qfonct
Chapitre III : Analyse nodale
37
Ces lois d’écoulements dans le réservoir et le tubing sont décrites respectivement par
les lois de Darcy et Vogel pour les différents types d’écoulements (monophasique et
diphasique), et par des corrélations relatives aux pertes de charges dans l’ascenseur.
A signaler par ailleurs que l’écoulement à travers la collecte n’est pas pris en
considération pour le cas de Hassi berkin à cause de l’étendu du réseau de collecte (longues
distances).
III.2 Ecoulement dans le réservoir :
A. Domaine Monophasique :
La loi de Darcy est appliquée dans le cas d’un écoulement monophasique permanent et
radial circulaire. L’index de productivité s’écrit de la forme :
La courbe représentative est montrée comme suit :
B. Domaine Diphasique :
Dans le cas d’un écoulement diphasique dans le réservoir, la fonction de l’IPR est
représentée par l’équation de Vogel.
La corrélation de Vogel a été établie par la simulation d’un écoulement diphasique (gaz
et huile) autour d’un puits dans un milieu homogène d’un réservoir d’huile drainé par gaz
dissous.
Il a fait varier le débit d’huile pour plusieurs valeurs de récupération en portant sur un
graphe Pwf/Pr en fonction de Qo/Qmax .
Chapitre III : Analyse nodale
38
2
max
8.02.01 ÷÷ø
öççè
æ-÷÷ø
öççè
æ-=
r
wf
r
wfO
P
P
P
P
Q
Q
Qma
Pr
Q m3/h
P Kg/cm
²
*La courbe a l’allure d’une fonction quadratique
III.3 Application du Perform dans le domaine d’acidification :
L’utilisation du Perform dans le domaine de l’acidification passe par les étapes
suivantes :
Ø Simulation du puits en prenant comme données de bases, les résultats d’un récent
build up ou DST et rapport de complétion en date de l’essai.
Ø Trouver le point de fonctionnement du puits considéré par itération sur des
données susceptible d’être changées.
Ø Le graphique ainsi obtenu est considéré comme cas de base.
Ø Représenter sur le même graphe, la situation actuelle du puits en calant le dernier
jaugeage effectué sur le puits considéré. Dans ce cas, un seul paramètres est
susceptible d’être changé : c’est le skin. Ce qui permet de trouver le skin actuel
qui correspond à la présente situation.
Ø Une simulation du puits avec la réduction du skin peut à présent être envisagé ce
qui permettra de connaître qu’elle est la performance du puits considéré avec un
skin réduit.
Ø En fonction de la réponse du puits à la réduction du skin, nous pourrons conclure
que le puits est ou n’est pas candidat à une stimulation par acidification.
III.4 Données nécessaires pour l’utilisation du Perform :
Ø Rapports géologiques ;
Ø Rapports de complétion du puits ;
Ø Données de tests ;
Ø Données de jaugeages ;
Ø Historique de production du puits.
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
40
IV Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07 [9]
IV.1Historique De Puits :
Le puits HBNSE-07 a été foré et complété en 21 janvier 2002 pour produire de l'huile, il
est mis en service en 17 aout 2002, et subit à plusieurs essais périodiques et des opérations de
nettoyage depuis qu'il a été mise en production jusqu'a ce jour. Le skin calculé à partir des
résultats des essais de puits donnent une valeur élevés, ce qui a amené à programmer une
opération de stimulation par acidification au 19-août-12.
IV.2 La carte du puits :
Field : HassiBerkin
Well name:HBNSE-07
Well Function: Oil Producer
Landing Collar: 3275.28 m
Perforated Intervals:
TAGI: 3141.43 – 3144.93 m U-3
TAGI : 3146.63 – 3157.63 m U-1a and U-1b
CIBP : 3161 m
TAGI / 3163.00 – 3165.50 m M–1b
Tubular Informtion:
Liner: 4.1/2” , 12.6lb/ft.
Production Tubing: 4.1/2” , 12.6lb/ft , ID: 3.958”
Reservoir Properties:
ReservoirPressure5160psi
ReservoirTemperature100degC
PorosityU-1a=19.9%,U-1b=15.0%,U-3=14.0%.
Date Complétion: 19-06-01
Date Start-up (mise en service): 08 Mars 02
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
41
IV.3 Schéma De Puits :
Reference Log Depth (m USIT) Depth m String Description O.D. ins I.D. ins Drift ins Length m
Rig Floor - Tie-down Bolts Elevation (Nabors 283) 7.54
9.41 Vetco T / H 4.1/2" N / V Box x 4 7/8" Acme Box (Top End) 11.000 3.910 3.833 1.87
NOTE: FIRST 3 ACME THREADS ON TBG HANGER DAMAGED22.99 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 194 4.900 3.958 3.833 13.58
36.55 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 181 4.900 3.958 3.833 13.56
38.42 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.900 4.000 3.833 1.87
40.15 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.900 3.875 3.833 1.73
42.29 4.1/2" TUSME SCSSV ( 'BR' Profile) Assy No: 552 5.995 3.813 3.813 2.14
43.95 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.900 3.900 3.833 1.66
45.85 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.900 3.935 3.833 1.90
47.75 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam pup Joint. ( H ) 4.900 3.958 3.833 1.90
2298.75 4 1/2" 12.6# lb/ft New Vam Tubing 166 Joints 4.900 3.958 3.833 2251.00
2312.28 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 10 4.905 3.958 3.833 13.53
2325.89 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 9 4.905 3.958 3.833 13.61
2327.76 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.905 4.000 3.833 1.87
2329.47 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.905 3.875 3.833 1.71
2331.63 Baker -Gas Lift Mandrel Assy No 538. ( PSI Model) 5.985 3.850 3.833 2.16
2333.36 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.905 3.875 3.833 1.73
2335.26 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.905 4.000 3.833 1.90
2348.33 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 8 4.900 3.958 3.833 13.07
2361.92 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 7 4.900 3.958 3.833 13.59
2363.80 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.910 3.965 3.833 1.88
2365.51 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.910 3.865 3.833 1.71
2367.67 Baker - Gas Lift Mandrel Assy No 530 ( PSI Model) 5.985 3.835 3.833 2.16
2369.44 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.910 3.870 3.833 1.77
2371.33 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.900 3.965 3.833 1.89
2398.44 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joints # 5 & 6 4.900 3.958 3.833 27.11
2400.29 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.910 3.985 3.833 1.85
2402.01 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.925 3.860 3.833 1.72
2403,16m S/L Depth 2402.47 4.1/2" x 3.813" Baker 'BR' Nipple Assy No 576 4.905 3.813 3.813 0.46
2404.24 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.925 3.860 3.833 1.77
2406.05 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.910 3.985 3.833 1.81
2419.44 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 4 4.900 3.958 3.833 13.39
2421.32 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.900 3.955 3.833 1.88
2423.04 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.900 3.900 3.833 1.72
2423.81 KC-22 Anchor Seal Unit 5.470 3.875 3.833 0.77
2425.23 Baker 'SABL' Permanent Packer Assy No 564 5.845 3.875 3.833 1.42
2426.81 5" New Vam Millout Extension 5.010 4.445 3.833 1.58
2427.09 5" New Vam x 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Crossover 5.570 3.935 3.833 0.28
2428.82 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.900 3.855 3.833 1.73
2430.70 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.900 3.985 3.833 1.88
2444.27 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 3 4.900 3.958 3.833 13.57
2457.80 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 2 4.900 3.958 3.833 13.53
2459.68 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.910 3.985 3.833 1.88
2461.44 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.925 3.866 3.833 1.76
2463,16m S/L Depth. 2461.90 4.1/2" x 3.813" Baker 'BR' Nipple Assy No 575 4.900 3.813 3.813 0.46
2463.66 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.925 3.860 3.833 1.76
2465.54 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.910 3.985 3.833 1.88
2479.12 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 1 4.900 3.958 3.833 13.58
2480.99 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.910 3.980 3.833 1.87
2482.71 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.900 3.845 3.833 1.72
2484.72 4.1/2" Tie Back Seal Assy (No Seals) No 560 5.750 3.980 3.833 2.01
Top of 4.1/2" Liner - 2481.58 m Drillers Depth
Bottom of tie back - 1.74 m inside PBR
7" Casing Shoe @ 3026 m Drillers Depth
Radio Active Pip Tag @ 3125 m
Upper Baker DIPS Assy# 547 @ 3127.66 m
Perforations : 3141.43 To 3144.93 m AIT with 2.75", 6spf, 60 deg Predators.
Perforations : 3146.63 To 3157.63 m AIT with 2.75", 6spf, 60 deg Predators.
CIBP Set @ 3,161 m RKB On 29 Aug 2008
Perforations : 3163.00 To 3165.50 m AIT with 31/8", 6spf, 60 deg Predators On 12 Aug 2008.
Lower Baker DIPS Assy # 548 @ 3232.78 m
HUD@3275m S/L Depth.PBTD Landing Collar @ 3275.28 m Drillers Depth-PBTD
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
42
IV.4 Calcul Des Paramètres Avant L'opérationde Stimulation : [10]
IV.4.1 Données nécessaires pour les calculs :
Pression de gisement: PG= 5160 Psi ;
Pression de fond en début: Pwf(∆T=0) = 3342 Psi ;
Profondeur du puits : H= 3161 m =10370.7 ft ;
Rayon du puits: rw= 7,62 cm = 0.25ft ;
Hauteur utile : h = 14.78 m = 48,5 ft ;
Porosité moyenne : Ø = 15,20 % = 0,152 ;
Compressibilité total : Ct = 3,16 10 -5 psi -1 ;
Facteur volumétrique de fond: Bo = 2,20 m3/m3 ;
Le débit au fond : Qf = Qsmoy * Bo = 5447,148 * 2,20 = 11983,73bbl /day ;
Viscosité de l'huile : µ = 0,21 cpo.
Ø Calcul de temps de productionavant la fermeture:
(Np: productioncumulée, Qst: dernier débitstabilisé).
Np = 1532.01 stbbl Qs = 5447.148 stbbl/day
IV.4.2 calcul des paramètres par la méthode d’Horner: [2]
Afin d’utiliser la méthode de Horner, on doit tout d’abord tracer un graphe à l’échelle
semi-logarithmique qui exprime la variation de la pression de fond en fonction de (∆t+tp)/∆t
Ensuite, on calcul les différents paramètres tels que : la pente, la perméabilité et le skin.
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
43
4820
4840
4860
4880
4900
4920
4940
1,00 10,00 100,00
Pre
ssio
n (
Psi
)
(∆T+TP)/∆T
Tableau IV.1: Evaluation de pression en fonction du temps (4h de fermeture).
P(psi) ∆T(hours) (∆T+TP)/∆T
4 051,96 0 ------
4 834,13 0,25 27,88
4 860,65 0,5 14,44
4 873,68 0,75 9,96
4 881,90 1 7,72
4 887,21 1,25 6,38
4 890,69 1,5 5,48
4 893,21 1,75 4,84
4 895,43 2 4,36
4 897,54 2,25 3,99
4 899,25 2,5 3,69
4 900,46 2,75 3,44
4 900,25 3 3,24
4 878,11 3,25 3,07
3 529,50 3,5 2,92
2 629,37 3,75 2,79
15,08 4 2,68
Fig IV.1: Courbe de remontée de pression du test avant acidification (Horner).
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
44
a) Calcul de la pente :
A partir de la courbe de Horner, on choisit la partie linéaire pour calculer la pente qui est donné par la formule suivante :
b) Calcul de la perméabilité :
On calcul la perméabilité par la relation suivante :
On a:
Donc :
k= 112,78 md
c) Calcul de skin :
On calcul le Skin par la relation suivante :
On a:
S = 22,49
d)calcul de l'Indice de productivité IP:
=
IV.4.3 Comparaison avec les résultats de logiciel SAPHIR: [10]
L’entreprise pétrolier mixte Sonatrach/Anadarko utilise logiciel
Saphirpourl'interprétation des essais de puits; il suffit d'entrer les donnés enregistrés par les
gauges (enregistreur de pression de fond) et par le test potentiel en surface qui détermine le
débit et le pourcentage de chaque phase huile eau et gaz.
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
45
Tableau.IV.2: Comparaissent des résultats.
Les résultats par les calcules Les résultats par SAPHIR
Skin 22,49 21
K(md) 112,78 111
IP 2.99 3.5
VI.5 Application du traitement d'acide sur le puits HBNSE-07 : [10]
D'après l'interprétation des résultats des essais, on remarque que le Skin est élevé, dans
ce cas la couche productrice est colmaté, il est donc nécessaire de programmer une opération
de stimulation par acidification.
VI.5.1 Type d'endommagement :
Le problème le plus commun au niveau du champ HassiBerkine est celui des
endommagements provoqués par la boue de forage et par la migration des fines particules qui
se déposent aux abords du puits producteur pendant sa durée de vie. D'autres types
d’endommagement présent tell que; les sels, les asphaltènes et les ions de fer qui se déposent
à travers les perforations et le tubing, ce qui affecte la production du puits.
VI.5.2 Objectifs de l’opération d’acidification :
Le traitement par acidification sur ce puits à pour objectif de stimuler la couche U (U-
1a, U-1b et U-3) au moyen d’un fluide de type acide (Mud Acide) pour restaurer la
perméabilité.
VI.5.3 Conception de Traitement :
En vue que ce puits est récemment complété, un tube clean du 15% HCL est proposé
qui consiste à éliminer/disperser tous les dépôts dans les perforations et aux abords du puits.
LetraitementTube Cleandevrait nettoyer la tubulaire et éliminer tous les risques liés à la
présence de rouille ou aux particules de fer afin de les empêcher de pénétrer dans la formation
pendant le traitement de matrice.
La concentration suggérée est 100 gal/1000 ft pour décaper le tubing.
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
46
Il est fortement recommandé d'utiliser l'outilJetBlaster pourl’injection des liquides dans
les perforations; ce qui va assurer l'agitationappropriée en face desperforations et disperse
toute obstruction occasionnée par les sédiments qui pourraient être accumulés au cours du
temps.
Le logiciel ‘‘Jet adviser’’est utilisé pour déterminer les paramètres opérationnels d’un
nettoyage efficace au jet aux conditions de fond.
Lefluidedespacerest constitué de 5% de chlorure d'ammonium, un solvant mutuelle
U066 ; dont la fonction est de réduire la tension superficielle, la baisse des forces capillaires
qui restreint le débit de fluide à la matrice et briser les blocs de l'eau de la matrice essentielle
critique tout en conservant l'eau de formation (mouillée). Il agit également à écarter tout
fluide de formation qui pourrait produire des précipites dommageables en cas de contact avec
le traitement à l'acide.
Lefluidepreflushest constitué de 10% d’acide chlorhydrique contenant du tensio-actif
F100 (surfactant). Sa fonction consiste à réduire la tension superficielle, la baisse des forces
capillaires qui restreint le débit de fluide à la matrice et dissoudre toutes les calcites présents
dans la formation donc d'éliminer la possibilité de précipitation du fluorure de calcium.
Concentration proposé est de 3,5ft de pénétration radiale.
En vue du système de sélection des fluides de la société Schlumberger, le fluide de
traitement principal est 9:1, de Mudacid. La concentration suggérée est de 3.5ft pénétration
radiale.
LefluideOverflushest constitué de 10% d’acide chlorhydrique. Sa fonction principale est de
maintenir un PH favorable afin d’éviter la précipitation ferrique d'hydroxyde. Le fluide
Overflush est de 10% d'acide chlorhydrique contenant F100 surfactant. Sa fonction principale
est de maintenir le pH favorable pour éviter la précipitation d'hydroxyde ferrique et de faire
un nettoyage plus rapide de liquide de stimulation au cours de reflux.
La concentration proposé est de 3,5 ft de pénétration radial.
VI.5.4 Sélection des additifs :
a- Un inhibiteur de corrosion sera ajouté à une concentration pour fournir 12 heures de
protection pour un tube en acier contre la corrosion et la perte excessive de métal.
b- Un agent de contrôle de fer est inclus pour éviter la précipitation d'hydroxyde de fer.
L'addition de l'agent de control du fer est critique car le Coiled Tubing pourrait libérer de
grandes quantités d'ions de fer qui risqueraient de se précipiter dans la matrice.
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
47
c- Un agent tensio-actif est ajouté pour réduire la tension superficielle entre les fluides et
par conséquent facilite la circulation en ‘‘flow back’’ ainsi que la miscibilité.
d- Un dissolvant mutuel est ajouté pour assurer l’humidité du sable de formation et par
conséquent fournit une circulation préférentielle à l'huile.
e- Un agent chélateur est ajouté pour contrôler des ions de métauxindésirables, ainsi
réduisant le risque d'avoir la réaction secondaire entre Fe3+ avec HF.
VI.5.5 Diversion :
En général, une phase de diversion est nécessaire pour chaque 20-30ft de perforation.
Le fluide proposé pour la diversion est la mousse (foam), qui peut être créée par le
pompage d'un fluide à base de mousse et de l'azote au même temps. La diversion sera
exécutée en utilisant un système chimique à viscosité plus élevée pour détourner l'écoulement
vers les zones à faible perméabilité.
VI.6 Procédure de l'opération :
VI.6.1 Premier jour :
A. Installation des équipements et test de pression :
1) Après la transmission du permis de travail au représentent de lasociété de service on
procède à la Mobilisation des unités et le personnel sur site et prévoir une réunion de sécurité
avant l’installation juste à l’arrivé sur site. S'assurer que tout le personnel chargé de cette
opération est présent sur place. Le superviseur Coiled Tubing sera le point de contact
principal pendant cette opération, et il coordonnera tous les aspects opérationnels et de
sécurité avec le superviseur chantier (Groupement Berkine).
2) Réaliser le montage des lignes en surface (ligne de pompage, ligne de purge ainsi que la
ligne de neutralisation). Effectuer le test d’opération de BOP.
Remarque :
Ø Une unité de filtration de 2 microns sera installée sur place pour s’assurer que l'eau
Moi pliocène 5% NH4Cl ne contient pas des solides ou des particules pouvant
engendrer des dégâts, avant d'être injectées dans le puits.
Ø Le superviseur du Groupement Berkine s’assurera que la ligne de retour est connectée
ainsi les retours vont directement vers le bourbier; il sera également utilisé pour la
pression de purge pendant l’opération.
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
48
B. Tube Clean ,JetBlaster:
1)L’étendue du nettoyage au JetBlaster consiste à éliminer les dépôts au niveau du canal
obstrué de la perforation grâce à une action combinée mécanico-chimique.
2) Déclencher une réunion de sécurité avec le personnel concerné sur place pour discuter les
points suivants :
Ø Objectif de l’opération;
Ø Responsabilités;
Ø Access et évacuation ;
Ø Environnement de travail;
Ø Risques et contrôle;
Ø Exigences de PPE (personale protective Equipment);
Ø Plans d'urgence.
3) Avant de procéder à l’installation de la tête de puits, enregistrer la pression de tête de
puits, installer l’équipement CT selon les normes de sécurité de Schlumberger.
4)Procéder à la connexion du connecteur de CT.
5)Assembler le JetBLASTER™ BHA qui est constituée d'un connecteur de CT, MHA (clapet
anti-retour et le débranchement de secours), accord articulé non tournant, barre de poids, pivot
2-1/8'', tête nozzle équipé de 2 jets radiaux 0.125'' et un jet ver le bas 0.093''. test de
fonctionnement du JetBLASTER™ en surface pour déterminer les taux optimums.
Remarque :
Ø Tester le JetBLASTER sur l'unité de pompage avant de procéder à son montage.
Ø Pendant le test de l’outil du JetBLASTER s'assurer que tout le personnel se trouve loin
de ce dernier à une distance d’au moins 15m.
Ø Enregistrer le débit et la pression quand l'outil est mis en service.
Ø S'assurer que la boule est passée à travers les outils en surface avant de procéder au
BHA.
6) Procéder au test de pression des lignes de surface, avec Blind ram de (BOP) contre la
vanne de curage à PT-1. Tester la pression à 5000psi.
7) avant l’ouverture de puits, on procède à un test de pression PT-2 (5000 psi) avec touts les
équipements mis en place.
8) égalisation de la pression et ouverture le puits.
9) Faire descendre le CT dans le puits avec une vitesse de 6m/min (faire circuler l'eau mi
pliocène à un débit idéal de 0.3bpm à 0.5bpm); une fois qu'on à dépassés la tête de puits et la
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
49
vanne de sécurité de fond on fait augmenter la vitesse à 24m/min en appliquant une traction à
chaque 1000m et comparer les poids aux poids de CoilCADETM.
Remarque :
Diminuer la vitesse du Coiled Tubing à 6m/min en passant par les restrictions.
10)Une fois le CT arrivé à une profondeur de 3136 m (5m au-dessus des perforations) et
Tube clean 15% HCl arrive au nivaux du JetBlaster, on fait augmenter le débit à 1.1bpm et
avec un débit de Nitrogène égale à 20Lpm on commence le jet de l'intervalle perforé
(maximum de la pression de circulation est 5000 psi).
Remarque :
Ø Assuré le retour en surface avant de procéder
Ø CIBP à 3161 m.
11) faire la descente à une moyenne de 5m/min vers le fond de la perforation à
3160 m tout en continuant le jet.
Remarque :
Lorsque le CT en haut de la CIBP attendre Tube CLEAN à jet nozzle avant l'intervalle
perforé.
12)Fait remonter le CT à 3136m, en continuant le jet de l’intervalle perforé (faire 2 passes)
13)Une fois que 4m3 de 15% HCl sont pompés, on fait circuler 1m3 de gelpillHI-Vis.
14) Une fois l’acide pompé, remplacé le traitement à l'acide par l’eau Moiplicene nitrifié à 1
bpm et l'azote à 500 scfm.
15) Remonter le CT à 10m au dessus des perforations et attendre jusqu’à obtenir un bon
retour. Continuer à pomper le liquide à un débit minimum de 0.3bpm et 500 scfm d’azote.
Remarque :
Ø Mesurer le PH en surface afin de récupérer tous les acides.
Ø Ne pas maintenir le JetBlaster en position fixe mais continue de la remonter pour
éviter le coincement.
Ø Ajuster le débit d’azote en fonction des retours.
16) on fait remonter le CT à 2000 m et on démarre le dégorgement de puits.
Remarque :
Ø Ajusté le débit et la profondeur du coiled tubing pendant le dégorgement de puits
et assuré que l’acide est totalement remonté en surface,
Ø La mesure de PH en surface (l’acide est fini quand le PH > 4).
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
50
17) Une fois l’acide remonté et le puits mis en écoulement, on remonte le coiled tubing en
surface.
18)Une fois remonté le coiled tubing en surface assurer le puits en fermant la master et swab
valves et ouvrir swing valve et on flache le coiled tubing avec 2 m3 de solution soude (Soda
Ash) à 2,5%, suivie par l’eau, surveiller les effluents à la torche jusqu’à la propreté de l’eau
19) Démonter l’équipement CT et procéder à la démobilisation.
VI.6.2 Deuxième jour :
Traitement Matriciel
1) déclencher une réunion de sécurité avec le personnel concerné sur place pour discuter sur
les points suivants :
Ø Objectif de l’opération;
Ø Responsabilités;
Ø Access et évacuation;
Ø Environnement de travail;
Ø Risques et contrôle;
Ø Exigences de PPE;
Ø Plans d'urgence;
2) Procéder à la connexion du connecteur de CT.
3) Placer le BHA standard conformément au schéma.
Remarque : S'assurer que la boule est passée à travers les outils en surface avant de procéder
au BHA
4) Avant l’installation de la tête de puits, procéder à l’enregistrement de la pression de tête de
puits, installation de l’équipement CT selon les procédures de sécurité de Schlumberger.
5) Procéder au test de pression PT-2 avec tous les équipements mis en place (5000 psi) avant
l’ouverture de puits
6)Egaliser la pression entre les vannes de tête du puits en comptant le nombre de tournes pour
l’ouverture de swab et master valves .ouvrir la master valve doucement
7) Faire descendre le Coiled Tubing dans le puits à 6m/min (avec circulation d’une l’eau
miopliocene à un taux idéal ) , une fois qu'on à dépassés la tête de puits et la vanne de
sécurité de fond on fait augmenter la vitesse à 25 m/min , en appliquant le test de traction tout
en vérifiant le CoilLIFE et on compare les poids aux poids du CoilCADETM.
8) Assuré que le puits est plein du fluide.
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
51
9) commencer le pompage du fluide de traitement dés que le spacer approche de Nozzle,
fermer annulaire du coiled tubing et commence le squeezer, en respectent le tableau de
pompage
Remarque : Il ne faut pas que le moniteur COILIMIT plot dépasse la pression limite au cours
du traitement.
Tableau IV.3 : Tableau de pompagedu fluide de traitement
Remarque :
Ø Pompe un débit maximum sans excéder à la pression de circulation de 5000 psi
Ø Le maximum de (pression de fermeture) SIWHP est 2300 psi
10) lors de la fin de pompage de déplacement, ouvre le puits.
11) démarrer le pompage de 1m3 de nitrogène à haut débit et démarrer la remonte de coiled
tubing à 2000 m.
12) quand le coiled tubing est à 2000 m démarrer le dégorgement du puits (kick off) .
Remarque :
Ø Ajuster le débit et la profondeur le coiled tubing pendent le dégorgement de puits et
assurer que l’acide est totalement remonté en surface,
Ø La mesure de PH en surface (l’acide est fini quand le PH > 4) .
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
52
13)Une fois l’acide serait remonté et le puits mis en écoulement, on remonte le coiled tubing
en surface.
14) Une fois le coiled tubing est remonté en surface assurer le puits en fermant la master et
swab valves et ouvrir la swing valve puis on flache le coiled tubing avec 2 m3de solution
soude (Soda Ash) à 2,5%, suivie par l’eau, surveiller les effluents à la torche jusqu’à la
propreté de l’eau.
15) Démonter l’équipement de CT et procéder à la démobilisation.
VI.7 LES Equipements :
Ø Unité de CoiledTubing(CT) de 1.5 inch de diamètre avec son équipement .
Ø Unité de pompage avec son équipement.
Ø Unité de pompage de nitrogène avec son équipement.
Ø 2 citernes de fluide de traitement.
Ø Une citerne de l'eau traitée.
Ø Un frac-tank (back Mobil) de volume 500bbls.
Ø Une citerne de réserve de nitrogène de 8m3.
Remarque : la composiion des fluides utilisés est dans l’annexe.
VI.8 Calcul des paramètres après l'opération de stimulation :
VI.8.1 Données nécessaires pour les calcules :
Pression de gisement: PG= 5160 Psi
Pression de fond en début:Pwf(∆T=0) =4138 Psi
Profondeur du puits : H= 3161 m =10370.7 ft
Rayon du puits: rw= 7,62 cm = 0.25ft
Hauteur utile : h = 14.78 m = 48,5 ft
Porosité moyenne : Ø = 16,20 %
Compressibilité total : Ct = 3,16 10-5 psi-1
Facteur volumétrique de fond: Bo = 2,20 m3/m3
Le débit au fond : Qf = Qsmoy * Bo = 6750 * 2,20 = 14850 bbl/day
Viscosité de l'huile : µ = 0,21 cpo
Ø Calcul de temps de production
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
53
(Np: productioncumulée, Qst: dernierdébitstabilisé).
Np = 2314.826stbbl Qs = 6752,472stbbl/day
VI.8.2 Calcul des paramètres par la méthode de Horner :
Tableau VI.4 : Evaluation de pression en fonction du temps (6h de fermeture).
P(psi) ∆T(hours) (∆T+TP)/∆T P(psi) ∆T(hours) (∆T+TP)/∆T 4798,85 3,25 3,51 4591,72 0
4800,58 3,5 3,33 4700,38 0,25 33,64
4802,77 3,75 3,18 4732,39 0,5 17,32
4804,2 4 3,04 4749,58 0,75 11,88
4805,38 4,25 2,92 4761,86 1 9,16
4807,21 4,5 2,81 4769,55 1,25 7,53
4808,29 4,75 2,72 4775,86 1,5 6,44
4804,08 5 2,63 4781,44 1,75 5,66
4800 5,25 2,55 4784,87 2 5,08
3247,39 5,5 2,48 4787,88 2,25 4,63
2541,27 5,75 2,42 4791,37 2,5 4,26
15,17 6 2,36 4794,15 2,75 3,97
4795,94 3 3,72
Fig.VI.2: Courbe de remontée de pression du test après acidification (Horner).
a) Calcul de la pente :
4550
4600
4650
4700
4750
4800
4850
4900
1,00 10,00 100,00
Pre
ssio
n (
Psi
)
(∆T+TP)/∆T
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
54
A partir de la courbe de Horner, on choisit la partie linéaire pour calculer la pente qui
est donné par la formule suivante :
b) Calcul de la perméabilité :
On calcul la perméabilité par la relation suivante :
Donc :
k= 139,014 md
c)Calcul de skin :
On calcul le Skin par la relation suivante :
On a:
S = 2,50
d)calcul de l'Indice de productivité IP:
=
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
55
IV.8.3 Comparaison avec les résultats de logiciel SAPHIR:
Tableau VI.5 : Comparaissent entre les résultats.
Les résultats par les calcules Les résultats par SAPHIR
Skin 2,50 2
K(md) 139,014 132
IP 6.60 9.1
IV.9 Analyse des résultats enregistrés avant et après l'opération de stimulation sur le puits HBNSE 07:
Le tableau ci-dessous montre les résultats enregistrés avant et après le traitement :
Tableau IV.6 : les résultats finals.
.
Test avant l’acidification Test après l’acidification Calculés
par Horner trouvés par
SAPHIR Calculés
par Horner trouvés par
SAPHIR
Perméabilité (md) 112,78 111 139,014 132
Skin 22,49 21 2,50 2
Indice de productivité IP 2,99 3,5 6,60 9,1
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
56
IV.9.1 Les résultats de l'analyse nodale: [10]
Fig IV.3courbe de l’IPR du puits HBNSE07 avant et aprèsl’acidification
IV.9.2 Commentaires et interprétation :
Ø La formation à bien réagit avec l’acide et le traitement matriciel a rapporté un gain de
3800 stbd (25,17 m3/h).
Ø Après l’acidification, le skin a diminué considérablement (en dessous de la moitié de
sa valeur avant l’acidification), ce qui montre la bonne identification de
l’endommagement et le bon choix de l’acide.
VI.10 ETUDE ECONOMIQUE DU PUITS HBNSE07 : [10]
L’évaluation économique d’un puits consiste d’une part a calculer le cout total du puits
et d’une autre part a connaître sa production (exprimée en monnaie) avant et après la
stimulation pour pouvoir calculer le gain et l’amortissement (qui est le nombre de jours
nécessaire pour récupérer la valeur de l’investissement), cela se fait en appliquant les
formules suivantes:
Gain en production= la production après – la production avant
Gp= débit de 1er jaugeage après l'opération – débit de dernier jaugeage avant l'opération.
Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07
57
Tableau IV. 7: Les gains obtenus après le traitement
Le gain de production
(G P)
Indice de productivité IP (bpd/psi) 3.61
Débit huile (stbd) 3800
Le skin 19
À la vue de ces résultats on constate une amélioration de la production ce qui confirme
l’amélioration du skin et l’indice de productivité.
Amortissement= le cout total/ le revenue
VI.10.1 Cout de l'opération :
Tableau IV.8:Description des différents couts de l’opération
Description Cout en $
Mobilisation 9180.00
Services 98040.93
Produits 270739.50
Outils de CT 12503.03
Total 390463.46
On à le gain de production 3800 stbd (8500-4700)
tbd
Le prix de base sur lequel on fait les calculs est de 90$/bbl en août 2012
Donc l’amortissement de cette opération est a partir de .
Conclusion et recommandation
57
CONCLUSION
Avant de commencer le traitement par acidification, il est indispensable d’effectuer une
étude complète sur l’historique du puits et d’analyser les paramètres de production.
Notre étude sur le puits HBNSE07 du champ Hassi Berkine a révélé un
endommagement au niveau des perforations et aux abords du puits provoqué principalement
par des fines particules, des sels, des asphaltènes et des ions de fer. Cela nécessite une
programmation d’une opération de stimulation par acidification.
La technique d’acidification consiste à l’élimination de l’endommagement aux abords
du puits dans le but de restaurer ou améliorer la perméabilité de la couche.
Les acides utilisés dans le traitement doivent être compatible avec la nature du réservoir
en tenant compte de type de fluide présent et de la nature d’endommagement et sa
localisation.
Le puits HBNSE07 ayant fait l’objet d’un traitement matriciel au MudAcid a donné des
résultats positifs. Ceci a engendré un gain de perméabilité (de 21md), du débit d’huile (de
3800 bbl/d) et de l’indice de productivité (de 3.61 bpd/psi). On note une amélioration de skin
suivant les résultats obtenus par la méthode Horner avant et après l’acidification.
Conclusion et recommandation
58
RECOMMANDATION
L’acidification participe à la production totale du champ de Hassi Berkine par
l’amélioration du potentiel des puits, mais nécessite un investissement important, pour réduire
les risques d’échec et rendre le traitement efficace et plus rentable, nous proposons les
recommandations suivantes :
Ø Un diagnostique du type d’endommagement, par étude approfondie de l’historique,
des paramètres de production des puits.
Ø La connaissance du type d’endommagement permet de déterminer les remèdes
adéquats aux problèmes.
Ø Procéder à l’analyse Nodal qui prédira le potentiel du puits, une telle analyse
nécessite des données de BU récentes.
Ø Analyse de laboratoire pour s’assurer de la compatibilité des fluides à injectés avec
la roche et les fluides en place (test ARC).
Ø Pour une réussite de l’opération, une évacuation complète de l’acide de traitement
est fort souhaitable, un acide laissé dans la formation crée un endommagement
secondaire qui ne peut être enlevé que par fracturation.
Ø Eviter d’utiliser de l’acide sur des puits ayant des problèmes d’asphaltène, car
l’expérience et l’analyse de laboratoire montrent que le contact asphaltène-acide
forme un dépôt pâteux.
Ø Evaluer les résultats après le traitement par un jaugeage ou bien un essai de puits
afin de recommander les solutions adéquates pour les puits non réussis.
Ø et en fin vue que la stimulation par acidification a donnée un gain considérable en
production pour le cas étudier (puits HBNSE 07), nous recommandons ce type de
traitement pour d’autre puits qui présentent des endommagements dans le même
réservoir HBNSE. et cette suite à une étude technico-économique.
Bibliographie
BIBLIOGRAPHIE
[1] Michael J. Econmideset Kenneth G. Nolte, Reservoir Stimulation, édition Third ,
October 1994.
[2] Bath et England ,Introduction to Well Testing , Schlumberger , Mars 1998 .
[3] document (HALLIBURTON), SANDSTONE 2000TM, Topic: Acid Types , 07 juin 1999.
[4] J. Betaux , Fluid selection guide for matrix treatments , Dowell Schlumberger, 1986.
[5] Essais de puits Interprétation, Edition Technip ,1996.
[6] document (Schlumberger), Oil Seeker , 2006.
[7] Manuel d'acidification des réservoir, édition technip, 1983.
[8] THOMAS O.ALLEN & ALAN P.ROBERTS ,Production Operations , edition fourth.
[9] Données GB (SH/ANADARKO) départements géologie, techniques puits.
[10] Rapports d’acidification des puits et data Banc départements réservoir,
Les Annexes
1
1. HISTORIQUE DU CHAMP HASSI BERKINE :
Le champ de Hassi Berkine a été découvert en février 1994 avec le forage et
l’évaluation du puits HBN-1 dans le champ HBN qui est situé dans le coin nord-est du bloc
404 , le forage du puits HBN-1 a commencé le 16 novembre 1993, avec une profondeur
maximum de 3440 mètres, l'objectif principal est d'atteindre la zone du Trias Argilo-
Gréseux Inférieur (TAGI) où présence d'huile, le puits a été complété en tant que puits
producteur d’huile le 4 février 1994.
Le Groupement Berkine (Association Sonatrach/Anadarko) a foré et complété plus
de 90 puits dans les blocs 404 et 208, les programmes de développement pour les champs
dans ces blocs exigent jusqu’à 140 puits supplémentaires qui doivent être fores au cours
des années à venir.
Les champs dans le bloc 404 sont actuellement en production, la quantité produite
d’huile dépasse Les 200.000 bbl/day, le bloc 404 inclut neuf champs, ils sont : HBN,
HBNS, HBNE, SFSW, QBN, BKE, BKNE, RBK et HBNSE (HBNSE, Le champ qui va
l'étudier), voir Figure1.
Tous les champs produisent à partir du TAGI (trias Argileux gréseux inférieur), ils
possèdent une épaisseur totale avoisinante les 100 m et l’épaisseur utile s’étend de 18 à 40
m,la qualité du réservoir est bonne avec des porosités de 14-18% et une perméabilité de
400 à 700md , la récupération de l’huile est accélérée et maximisée par l’injection de l’eau
et le gaz.
Le bloc 208 est en phase de développement, le forage d’exploration a jusqu’ici
identifié cinq champs, ils sont : EME, EKT, EMN, EMC et EMK, voir Figure 1.
Figure 1 : Emplacement du champ Hassi Berkine.
Les Annexes
2
2. SITUATION GEOGRAPHIQUE:
Le bassin de Berkine est situé dans Le côté oriental du Sahara Algérien entre les
latitudes 29° et 34° Nord et les longitudes 5° et 10° Est, il est limité :
· A l’Est par, le bassin de Syrte entre la Tunisie et la Libye.
· Au sud par le bassin d’Illizi.
· A l’ouest par la mole d’Amghuid El Biod Hassi Messaoud.
· Au nord par le bourrelet d’Ain-Roumana et la voute de Dahar.
Ce bassin occupe une aire totale de près de 300.000 Km2, mais seulement 103.000
Km2 sont situé dans le territoire Algérien. Il s’étend sur trois pays, la partie occidentale
située en Algérie, la partie orientale située en Libye et le sud de la Tunisie pour sa partie
septentrionale, voir Figure 2.
Figure 2 : Situation géographique.
v Aspect stratigraphique:
La colonne lithostratigraphique traversée par les sondages permis à étudier est en
général analogue aux prévisions et aux puits de référence, avec toute fois de faibles
variations latérales de faciès et d’épaisseurs des formations.
Les Annexes
3
La série stratigraphique de la région est essentiellement composée de dépôts
mésozoïques (qui renferment les principaux réservoirs du bloc 404), reposant en
discordance sur le Paléozoïque (qui comprend les roches mères). Enfin, un faible épandage
détritique d'âge tertiaire repose en discontinuité sur le Mésozoïque, voir Figure 3.
Figure 3 : Log lithostratigraphique du bassin Berkine.
Les Annexes
4
v Géologie de TAGI dans le bloc 404:
Les réservoirs du bloc 404 font partie du TAGI (trias inférieur argilo-gréseux), qui
recouvre immédiatement la discordance hercynienne et sont reconnus comme les réservoirs
les plus importants dans le bassin de Berkine, et les grés de réservoir ont été déposés dans
un environnement fluviatile localement modifié par des processus éoliens, lacustres et
deltaïques.
Le faciès dominant dans le réservoir se compose des chenaux fluviatiles
verticalement empilés et latéralement accrus.
Le TAGI a été subdivisé en couches: couches inférieurs nommé(L), couches du milieu
nommé (M) et couches du haut nommé (U), avec le (U) et le milieu supérieurs (M) étant
encore subdivisés en 3 couches (U-3, U-1a, U-1b et M-1a, M-1b, M-1c respectivement).
Cet arrangement a été adopté car il est géologiquement raisonnable, facilement
réactualisant et englobe la plupart des principales hétérogénéités dans le réservoir pour le
modèle du réservoir.
Les couches moyennes et supérieures sont séparées par une couche d’argile
relativement mince mais latéralement persistant nommé M-2. Cette couche change
d’épaisseur dans la direction Nord-est du champ, mais peut habituellement être bien
identifiée dans chaque puits. La couche mince U-2 qui est composée d’argile sépare U-1b
et U-3. Cette couche est généralement moins de 50 cm d’épaisseur, et elle est absente dans
certains puits.
De plus la couche inférieure (L) est plus épaisse dans le champ HBNSE que dans le
champ HBNS. Les couches inférieures de TAGI s’épaississent vers l`Est à travers le bloc
404.
Le grès dans cet intervalle du réservoir peut être localement de bonne qualité, mais
cette couche possède une perméabilité faible car elle est composée aussi de gréés argileux
et d’argile. Au-dessus de la couche (L) et (M) les gréés moyens sont généralement plus
important, la perméabilité est élevée (400-700md) et la porosité entre (14-18%), et les deux
couches représentent un système de dépôt dit fluvial en tresse.
La couche du TAGI supérieur (U), représente moins un environnement fluvial qu’un
environnement lacustre. La qualité de réservoir est variable dans le TAGI supérieur, en
particulier dans la couche U-3 ou cette dernière représente un environnement lacustre chaut
avec quelques entrées deltaïques. La présence des grès du réservoir U-3 moins est assurée,
voir les figures 4,5,6 .
Les Annexes
5
Fig
ure
4 :
Dis
pos
itio
n d
u T
AG
I d
e na
ture
flu
vial
.
TA
GI
De
po
sit
ion
Flu
via
l P
lain
HB
NS
845
AXIS M
ARG
IN
SO
UTH W
EST
SOUTH W
EST
Ae
olian S
and
pla
in
Tri
bu
tary
By
pas
se
d
Ch
ott
Ba
sin
Ch
ott M
arg
in
Sa
bkh
a
Axia
l Flu
vial
Pla
in
N
10
11
1b
4
12
BB
KN
-1
BB
KN
-2 BB
KE
-1
109
15
16
7
89
HB
NS
E-2
HB
N-2
17
18
HB
NC
-1
6
19
2
3
5
HB
NS
E-1
13
14
Lo
ca
lise
dA
eo
lian
rew
ork
ing
Mil
es
01
2
01
Kilo
metr
es2
FA
CIE
SL
ITH
OL
OG
Y
Sa
nd
sto
ne
Flu
via
lA
eoli
an
Sa
nd
sto
ne
/Sh
ale
La
cu
str
ine
De
lta
icS
ha
leC
hott
Bas
inC
hott
Bas
inD
es
sic
ati
on
Cra
ck
s
Lo
ws
inu
osit
yb
raid
pla
inAC
TIVE
DE
PO
SIT
ION
AL
AX
IS
TA
GI
De
po
sit
ion
Flu
via
l P
lain
HB
NS
845
AX
GIN
MA
RGIN
AXIS M
AR
AX
SO
UTH W
EST
SOUTH W
EST
Ae
olian S
and
pla
in
Tri
bu
tary
By
pas
se
d
Ch
ott
Ba
sin
Ch
ott M
arg
in
Sa
bkh
a
Axia
l Flu
vial
Pla
in
N
10
11
1b
1b
4
12
BB
KN
-1B
BK
N-1
BB
KN
-2B
BK
N-2
BB
KN
-2 BB
KE
-1
10999
15
15
16
777
889
HB
NS
E-2
HB
N-2
17
18
HB
NC
-1H
BN
C-1
NC
-1H
B
66
19
22
3
555
HB
NS
E-1
13
14
Lo
ca
lise
dA
eo
lian
rew
ork
ing
Mil
es
01
2
01
Kilo
metr
es2
FA
CIE
SL
ITH
OL
OG
Y
Sa
nd
sto
ne
Flu
via
lA
eoli
an
Sa
nd
sto
ne
/Sh
ale
La
cu
str
ine
De
lta
icS
ha
leC
hott
Bas
inC
hott
Bas
inD
es
sic
ati
on
Cra
ck
s
Lo
ws
inu
osit
yb
raid
pla
in
OSIT
IO
AC
TIVE
DE
PO
S
AC
AX
ISA
XIS
ITIO
NA
L A
XIS
ITIO
NA
Les Annexes
6
Fig
ure
5 :
Dis
posi
tion
du
TA
GI
de
natu
re la
cust
re/c
hau
t.
TA
GI
De
po
sit
ion
Ch
ott
Basin
/ D
elt
aic
HB
NS
844
CH
OT
TB
AS
IN
SE
DIM
EN
T
INP
UT
SE
DIM
EN
T
INP
UT
SU
B A
REA
LLY
EX
PO
SE
DH
IGH
CH
OT
TM
AR
GIN
BB
KN
-2
10
11
1b
4
12
BB
KN
-1
BB
KE
-1
109
15
16
7
89
HB
NSE
-2
HB
N-2
17
18
HB
NC
-1
6
19
2
3
5
HB
NS
E-1
13
14
HB
N-4
Mil
es
01
2
01
Kilo
metr
es2
MFS
CB
D
CB D D
CM
S
LS
FS
AS
P
AS
P
EN
VIR
ON
ME
NT
S
AS
PC
BL
SF
SM
FS
D CM
S
Ae
oli
an
Sa
nd
pla
inC
ho
tt B
asin
Lo
w S
inu
osit
y F
luvia
l S
yste
mM
ea
nd
eri
ng
Flu
via
l S
ys
tem
De
ltaic
Ch
ott
Ma
rgin
Sa
bk
ha
FA
CIE
SL
ITH
OL
OG
Y
Sa
nd
sto
ne
Flu
via
lA
eoli
an
Sa
nd
sto
ne
/Sh
ale
La
cu
str
ine
De
lta
icS
ha
leC
hott
Bas
inP
ala
eo
so
lD
es
sic
ati
on
Cra
ck
s
TA
GI
De
po
sit
ion
Ch
ott
Basin
/ D
elt
aic
HB
NS
844
CH
OT
TB
AS
IN
SE
DIM
EN
T
INP
UT
SE
DIM
EN
T
INP
UT
SU
B A
REA
LLY
EX
PO
SE
DH
IGH
TC
HO
TT
CH
OT
TM
AIN
MA
RG
IN
BB
KN
-2
10
11
11
11
1b
4
12
BB
KN
-1
BB
KE
-1
10
109
15
16
7
8999
HB
NSE
-2H
BN
S
HB
N-2
17
18
18
HB
NC
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
HB
NC
-1N
C-1-1
6
19
222222222222222222
3
55
HB
NS
E-1
HB
13
14
HB
N-4
HB
N-4
Mil
es
01
2
01
Kilo
metr
es2
MFS
CB
DDD
CB D D
CM
S
LS
FS
AS
P
AS
PA
SP
EN
VIR
ON
ME
NT
S
AS
PC
BL
SF
SM
FS
D CM
S
Ae
oli
an
Sa
nd
pla
inC
ho
tt B
asin
Lo
w S
inu
osit
y F
luvia
l S
yste
mM
ea
nd
eri
ng
Flu
via
l S
ys
tem
De
ltaic
Ch
ott
Ma
rgin
Sa
bk
ha
FA
CIE
SL
ITH
OL
OG
Y
Sa
nd
sto
ne
Flu
via
lA
eoli
an
Sa
nd
sto
ne
/Sh
ale
La
cu
str
ine
De
lta
icS
ha
leC
hott
Bas
inP
ala
eo
so
lD
es
sic
ati
on
Cra
ck
s
Les Annexes
7
Fig
ure
6: S
trat
igra
phie
du
TA
GI.
HB
NS
868
Re
se
rvo
ir A
rch
ite
ctu
re :
TA
GI
Str
ati
gra
ph
y /
Layeri
ng
TRIASSICPeriod
Sea
l
DEVONIAN
MIDDLE - TRIASSIC
CARNAIN
Epoch
Age
FRASNIANT.A.G.I. (TRIASSIC ARGILO-GRÉSEUX INFÉRIEUR)
MIDDLE (M)LOWER
(L)UPPER (U)
L-5
L-6
M-1
a
M-1
b
M-1
c
M2
U-1
a
U-1
b
U-2
U-3
TAG
I Str
at
Rese
rves S
um
mary
HB
NS
Ave
rag
e P
ro
pert
ies
Reg
ion
al
Sh
ale
Ma
rke
r
Ch
ott
Basin
Sh
ale
Flu
via
l
Ae
olia
n
Delt
aic
Gro
ss
Thic
kn
ess
Ne
t T
hic
kne
ss
N/G
A
vg
. Ø
:
17.3
m:
8
.7m
:
48.8
%:
1
4.8
%
Gro
ss
Thic
kn
ess
Ne
t T
hic
kne
ss
N/G
A
vg
. Ø
:
16.8
m:
1
0.8
m:
6
4.7
%:
1
6.7
%
Gro
ss
Thic
kn
ess
Ne
t T
hic
kne
ss
N/G
A
vg
. Ø
: 8
.8m
: 2
.1m
: 1
7.2
%:
1
3.7
%
HB
NS
868
Re
se
rvo
ir A
rch
ite
ctu
re :
TA
GI
Str
ati
gra
ph
y /
Layeri
ng
TRIASSICPeriod
Sea
l
DEVONIAN
MIDDLE - TRIASSIC
CARNAIN
Epoch
Age
FRASNIANT.A.G.I. (TRIASSIC ARGILO-GRÉSEUX INFÉRIEUR)
MIDDLE (M)LOWER
(L)UPPER (U)
L-5
L-6
M-1
a
M-1
b
M-1
c
M2
U-1
a
U-1
b
U-2
U-3
TAG
I Str
at
Rese
rves S
um
mary
HB
NS
Ave
rag
e P
ro
pert
ies
Reg
ion
al
Sh
ale
Ma
rke
r
Ch
ott
Basin
Sh
ale
Flu
via
l
Ae
olia
n
Delt
aic
Gro
ss
Thic
kn
ess
Ne
t T
hic
kne
ss
N/G
A
vg
. Ø
:
17.3
m:
8
.7m
:
48.8
%:
1
4.8
%
Gro
ss
Thic
kn
ess
Ne
t T
hic
kne
ss
N/G
A
vg
. Ø
:
16.8
m:
1
0.8
m:
6
4.7
%:
1
6.7
%
Gro
ss
Thic
kn
ess
Ne
t T
hic
kne
ss
N/G
A
vg
. Ø
: 8
.8m
: 2
.1m
: 1
7.2
%:
1
3.7
%
Les Annexes
8
Figure 7 : La diagraphie de puits HBNSE007 (perforation status).
Les Annexes
9
Figure 8 :Le temps de production avant la fermeture(teste avant l’opération).
Figure9 : Le temps de production avant la fermeture (teste après l’opération).
Les Annexes
10
Fig
ure
10 :
Fic
he T
echn
ique
Apr
ès L
’opé
rati
on d
e st
imul
atio
n (r
ésul
tat
de lo
gici
el s
aphi
r).
Les Annexes
11
F
igur
e 11
: F
ich
e T
ech
niq
ue
Avan
t L
’opé
rati
on d
e st
imul
atio
n (r
ésul
tat
de lo
gici
el s
aphi
r).
Les Annexes
12
3. PRODUITS DE TRAITEMENT:
Les produits utilisés dans le traitement et leurs concentrations sont présentés dans les
tableaux suivants :
Les Annexes
13
Les Annexes
14
4. CIBP: Topset Cast Iron Bridge Plug
Figure 12 : CIBP
*Applications :Isolement de la zone temporaire ou permanent ou bien l'abandon.
Résumé
Résumé français :
Le but principal de notre étude est l'amélioration de l'effet de l'endommagement “Skin”
par l'opération d'acidification et l'évaluation de cette opération par l'interprétation des données
de test (Build-up) avant et après l’opération et on calcule la perméabilité K et le facteur
d’endommagement (Skin) par l’application de la méthode d'horner et faire comparer ces
donnés par l'outil utilisé de “Groupement berkin” (saphir)
Ainsi que l’évaluation de la production (gain) par l'analyse Nodale sur le puits avant et
après la réalisation de l’opération d’acidification.
Enfin on veut dire que de l’opération d’acidification est réalisée avec succès, qui provient par
l’amélioration de Skin (21 jusqu’a 2).
Rezyme english:
The main purpose of this study is to improve the effect of damage “Skin” by using the
Acid jop and to evaluate this operation by interpreting the data gained from the test (Build-
Up) before and after the operation, In order to calculate the permeability “K” and the factor of
damage “Skin” , we have applied the “HORNER method” and compared the data obtained
with the tool used “Groupement berkin” (Saphire).
As far as production (gain) evaluation is concerned, we evaluated the production by
employing “Nodal Analysis” in the wells before and after the realization of “Acidification
Operation” ..
Finally we now come to say that can say that “Acidification Operation” is success fully
realized which, in turn, resulted in the improvement of “Skin (21 till 2).