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FORMATION

TECHNICIENS DE PRODUCTION

T.P.S

2006

Module B

COURS N2 Compltion

Ralis par cabinet Ali Bouchahoua

TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006 1


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SOMMAIRE

I - QUAND COMMENCE LA COMPLETION ?

1-1- Programme de forage - tubage1-2- Atteinte de rservoir1-3- Compltion des puits1-4- Reprsentation schmatique d'un essai de puits

II - COMMENT SE PREPARE UNE COMPLETION ?

2-1- Evolution de la pression de gisement2-2- Evolution dans le temps des paramtres de production

2-3- Formation non consolides

III- COLMATAGE DU RESERVOIR & EVALUATION DE CETENDOMMAGEMENT

3-1- Colmatage du rservoir3-2- Evaluation de l'endommagement

IV- ELIMINATION DU COLMATAGE

4-1- Emploi de solvants4-2- Emploi d'acides

V- AUGMENTATION DE LA PRODUCTIVITE NATURELLE

5-1- Fracturation hydraulique du rservoir5-2- Modification des proprits de l'huile

VI- MISE EN PRODUCTION D'UN PUITS "DGORGEMENT"

VII- EQUIPEMENTS DE COMPLETION

LA COMPLETION



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La compltion comprend toutes les oprations entreprises ds la fin du forage du troupour permettre l'exploitation correcte dun puits.

I- QUAND COMMENCE LA COMPLETION ?

Il est courant d'affirmer que la compltion dbute ds le "premier tour du trpan". Cette

boutade se justifie pour de nombreuses raisons, nous en reteindrons trois :

I-1- Programme de forage tubage :

La coupe du puits type est la suivante :



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Si le ou les rservoirs exploiter sont atteints par un trou de diamtre trop faible on seheurtera des:

- difficults d'ordre technologique (ralisation),- pertes de charge leves tous niveaux,- productions limites (conomie).

Il est vident qu'il faudra, dans la mesure du possible, optimiser les diamtres (troutubages) en fonction des objectifs recherchs.

I-2- Atteinte du Rservoir :

Pour atteindre le rservoir et pour toutes les oprations ultrieures, l'tat d'quilibre danslequel il se trouvait jusque l se trouve profondment perturb. Une attention soutenueest ncessaire pour toutes les oprations suivantes :

a/ Les formations peu consolides voir fluentes risquent de s'effondrer soitimmdiatement,soit ultrieurement au cours de la vie du puits : il faut donc les

maintenir en place pour viter des boulements pouvant conduire, la limite, laperte du puits.

b/ Action de la boue de forage sur le rservoir - FiltrationPendant le forage la boue filtrera tout naturellement dans les milieux poreux.Comme l'indique la figure n 2, cette filtration se subdivise en trois phases biendistincte :

* Au front de taille : Filtration instantane par jaillissement.** Au dessus du front de taille : Formation dun cake. La filtration est partiellement

contrle par celui - ci.*** Le cake form, la filtration est contrle.

Pendant les phases * et ** le volume de filtrat envahissant la formation dpendraessentiellement des caractristiques de la boue et de la facult de ses constituantsde boucher les pores du rservoir afin de former rapidement un cake possdantles qualits dsires (mince, impermable, ...). Dans la dernire phase (***) quand

le cake est form, on constate que le volume du filtrat est proportionnel t,comme l'illustre le teste API et la figure n 3.



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La quantit de filtrat perdue dans la formation pourra tre importante. Nous verronsultrieurement que son action sur le rservoir et les fluides qui le saturent peut treparticulirement nfaste.

1-3- Endommagement de la formation en cours de forage :

La figure n 4 schmatise la situation la paroi du trou une fois le rservoirtravers :

1) Cake tapissant la paroi du puits.2) Cake "interne" : solides ayant pntr dans le milieu poreux.3) Zone envahie par le ou les filtrats.4) Zone vierge o la permabilit n'est pas affecte

Notons que l'on pourra assez facilement liminer le cake externe. Par contre la zoneendommage (2 + 3) ne pourra tre atteinte qu'ultrieurement.Une coupe perpendiculaire l'axe du puits indique comment se rpartissent cesdiffrentes zones.



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Notons que la boue n'est pas seule responsable de l'endommagement, les puits tantgnralement tubs et ciments, il y aura un colmatage additionnel provoqu par leslaitiers de ciment (solide) et les filtrats dont l'importance sont trs grande (volume). Afind'tre en mesure de rsorber ce colmatage ultrieurement, il est indispensable d'enconnatre les causes. Nous en distinguons trois savoir :

a)- Colmatage mcanique :

Il est provoqu essentiellement par les solides (produits boue, argiles broys, ciment). Ilest peu profond et a priori facilement accessible.

b)- Colmatage physico-chimique :

Action des filtrats sur la roche, en particulier les argiles dont la structure peut treprofondment modifie (gonflement en particulier) ou sur les fluides saturant la roche(huile-eau) entranant des dpts solides et/ou des mulsions tenaces.

c)- Colmatage organique :

Dans certains cas, les filtrats peuvent avoir une action sur les fluides saturant la roche(huile).Des fractions lourdes plus connues sous le nom de sludge peuvent prcipiter auxabords du puits et provoquer un colmatage particulirement tenace. Heureusement ilest assez rare.

Toutes ces possibilits de colmatage peuvent exister simultanment voire se combinerce qui se traduit immanquablement par une rduction de permabilit importante auxabords du puits et dans certains cas Ka


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Deux possibilits existent :A- Compltion en dcouvert.

B- Compltion en puits tub ciment perforer.



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Les 7 et 8 schmatisent les compltions types et soulignent les divers avantagesde chacune d'elles. Nanmoins, il n'est pas possible de dissocier les problmes"fond" et "surface" en raison des impratifs lis au mode d'exploitation commel'illustre le schma ci - dessous :

Equipements de compl tion

SURFACE

PUITS ERUPTIFSACTIVATION

Pompage Pompage Pompage Gaz lift Adaptation desquipements

(tiges) Hydraulique Centrifuge de surface ou modedexploitation choisi.Les matriels peuventtre encombrants.

I-3-1) Choix du mode de compltion :

La compltion choisie sera fixe en fonction :

a- Nature du rservoir * Proprits mcaniques* Limites fluides* Caractristiques ptro physiques* Mode de drainage* Connaissance du ou des fluides (viscosit)* Dfinition d'un programme prcis

b- Nature des fluides * Dbits souhaitsproduits ou injects * Pertes de charges

* Scurits (rosion -corrosion - prvention)* type de production (ruptif ou pompage)

* Diamtre des colonnes et tubing*Caractristiques des colonnes (paisseurs, grades)* Etat des colonnes* Etat des cimentations (tanchit)* Scurit

d- Equipements ncessaires (fond et surface)*Simplicit* disponibilit des quipements* Fiabilit, robustesse maintenance des quipements,* Contrle

* Scurit

I-3-2- Droulement d'une compltion



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Les oprations de compltion ncessitent des quipements spcialiss afin de raliser entoute scurit la mise en production dun puits. Citons sans que cette liste soit exhaustive

a- Unit de service :Adapte et bien quipe, quelquefois l'appareil de forageexcute toute ou partie de la compltion.

b- Equipements spciaux :- Outils divers (contrle, scrapage, fraisage, etc.)- Diagraphies en trou tub- Packers rcuprables (injections forces ou squeezes.- Outils spciaux pour manutention des tubulaires et divers.- Matriel de pistonnage ou tout autre moyen (N2 - CO2) permettant le

dgorgement du puits.

c- Mesure et contrle des dbits :- Sparateur 3 phases- Comptage (gaz - huile - eau)

- Mesure des pressions (surface - fond)- Mesure des tempratures (surface - fond - prcision souhaite)- Echantillonnage des fluides (PVT, corrosion, valorisation)

I-3-3- Chronologie de la compltion :

Aprs tubage de la colonne de production et cela pour les compltions en trou tubciment qui reprsentent 80% de toutes les compltions :

a- Contrle du trou :Remplacement de la boue par un fluide de compltion adapt, scrapage de

la colonne.

b- reprage du rservoir :Diagraphies en trou tub, contrle de cimentation.

c- Restauration de la cimentation :Si ncessaire avec contrle in fin (test, etc.)

d- Liaison couche trou :- Perforation par charge creuses (dans la colonne travers tubing)- Autres moyens de liaison.

e- Tests ventuels :Pour reconnaissance de fluide, pression, etc.

f- Equipement du puits : dfinitif)

g- Mise en production :Pistonnage ventuel - Evaluation de la productivit - Essais de puits initiauxdu colmatage - Eventuellement contrle de la rpartition du fond pour lesrservoirs pais (dbitmtrie, thermo, gradio) - Echantillonnage des fluidessi besoin.

Stimulation si ncessaire.4- Reprsentation schmatique d'un essai de puits :



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Mesures effectues :En surface- Pressions (amont, aval duse) PS = P. statique- Temprature (sparateur) PD = P. dbit.- Comptage des fluides RP = Remont de pression

0 = Temprature

Au fond - Gradient pression et temprature dans le puits- Mesure en continu de P ventuellement une cte prcisependant PS= PD - RP.

II- Comment se prpare une compltion?



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L'exploitation d'un gisement tient compte des proprits du rservoir et en particulier dutype de drainage dfini. Une approche correcte du problme doit anticiper l'volution decertains paramtres essentiels par exemple :

- Pression de gisement,- Evolution des limites fluides et des fluides,

- Caractristiques mcaniques du rservoir.

II-1- Evolution de la pression de gisement :

le systme roches fluides est lastique. Cest ce caractre dont on tire parti en le laissantse dcomprimer au moins dans la phase initiale. C'est la "dpltion" naturelle.Selon l'importance relative des mcanismes de drainage existant, la pression aux puitsbaissera au cours de la vie du gisement. La fig. 11 illustre cette volution dans un casparticulier type.

Si la pression doit baisser rapidement, il faudra prvoir trs tt l'activation de la

production (pompage, etc.) et, ventuellement un maintien artificiel de la pression parinjection de fluide labor, gaz, eau, " eau amliore". A noter que l'injection d'un fluideextrieur peut tre impose pour amliorer le balayage et par consquent la rcupration.Le choix des matriels sera fait en fonction de cette volution dans le but de ne pas avoir reprendre les puits trop rapidement aprs compltion initiale.

II-2- Evolution dans le temps des paramtres de production :

Suivant la nature du rservoir (roche et fluide) et l'tat du puits, la compltion de l'effluentpourra voluer rapidement par :

- Une augmentation rapide du pourcentage d'eau (WOR)- Une augmentation rapide du pourcentage de gaz (GOR)

Une volution trop rapide peut conduire une rduction du dbit (impose ou volontairepar perte de pression par exemple) et / ou au reconditionnement du puits.A noter que cette "chasse l'eau et au gaz" sera un match constant qui n'est passystmatiquement gagn par l'exploitant.



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1- Problmes lis l'eau :

a) Notion de contact Huile /Eau :

Le contact Huile /Eau n'est pas systmatiquement un niveau parfaitement plan l'chelle du gisement. Il existe une zone de transition o la saturation en eau

augmentera rapidement jusqu' 100%. Elle est plus ou moins importante suivantles rservoirs.

Des perforations de production places dans la zone de transition pourrontprovoquer un dcrochement rapide du WOR. Il est normal d'admettre une garde l'eau suffisante pour viter au maximum, chaque fois que cela est possible, unevenue d'eau prmatur. Notons ainsi que ce plan d'eau peut voluer (ctes) dansle temps : ennoyage.

b- Principaux problmes rencontrs de la vie du puits :

Nous avons illustr les principaux problmes auxquels le complteur se trouveraconfront tt ou tard :

- Formation d'un cne d'eau :

Ce cne d'eau est cre par un soutirage excessif : Il faut ajuster le dbit pour viterun WOR lev ou accepter de produire de grandes quantits d'eau (conomie,etc.)



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- Formation d'une langue d'eau :

La permabilit de (2) est en 1 et 3 : l'eau monte par des drains permables :Cas des rservoirs htrognes.

Ce problme est particulirement ardu dans le cas de rservoir fracturs.Libration de gaz aprs passage sous le point de bulle. Formation possible de gaz- cap secondaire.



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- Expansion du gaz cap :

Suite la dpltion, il y a expansion du gaz cap. Le puits P1 est envahi par le gaz.Le contact G/H se rapproche du puits P2 (X).

- Dfaut d'isolement d l'tat du puits :

Eternel problme de ltanchit des colonnes : du gaz des niveaux A et ou B peutprovenir :

- D'une fuite dans la colonne (X)- D'un dfaut d'tanchit (Y)

- Arrive (s) d'eau par dfaut tanchit de la colonne de production :

(1) Fuite dans la colonne de production.(2) Dfaut d'tanchit le long de la colonne de production. La

cimentation est dfectueuse.

Pour viter ces problmes il faut localiser la fuite et ensuite lobturer.



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2- Problmes lis aux venues de gaz:

Schmatiquement ils sont du mme ordre. Le gaz peut provenir :

- Soit directement du gaz cap, si les perforations de production sont tropproches du contact G/H.

- Soit par formation d'un cne de gaz.

NOTA : Cette lutte contre les venues d'eau et de gaz de toutes origines reste l'un

des objectifs principaux du complteur.Pour les puits en dcouvert, il faudra tuber directement.Pour les puits dj tubs, il faudra restaurer les cimentations quand celas'avrera ncessaire. Les perforations de production devront tre placesjudicieusement de manire tenir compte de l'volution prvisible desinterfaces G/H et ou H/E sans pour autant limiter la productivit.

Enfin le dcolmatage des abords du puits, s'il est ncessaire, il ne devra passe faire au dtriment de la gaine de ciment qui isole diffrents rservoirs.



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II-3- Formation inconsolides:

L'exploitation des formations inconsolides (sable) pose l'oprateur un certainnombre de problmes ardus :

- au niveau des puits :

par bouchage, rosion, boulement entranant une limitation du dbit et la limite(non rare), la perte du niveau.

- Dans les installations de surface :

Bouchage, des collectes, sparateurs, stockage, rosion rupture, pertes deproduction. Scurit des installations.

Il est trs souvent ncessaire de prvoir des dispositifs permettant de lutter contreles venues de sable en cours de production de manire maintenir la teneur ensable dans l'effluent. En de d'une valeur intolrable variable d'un champ l'autre

(on n'arrte pas totalement les venues de sable).

II-4 : Prvention des venues de sable :

On peut classer ces procds en 3 grandes familles :

a) Procds mcaniques,b) Procds chimiques,c) Divers (cokfaction - contrle des argiles - mtallisations - pour

mmoire. Seuls a et b sont parfaitement oprationnels.

1- Procds mcaniques :

a : Crpines utilises seules : (cas bnins)

Elles sont utilisables en trou tub ou non tub. Les fentes des crpines sontdfinies en fonction de la granulomtrie du sable. Un massif filtrant auto -gravillonn se forme entre la crpine et la formation (tube ou non).Il contrle lesvenues de sable.

b: crpines gravillonnes : Deux cas peuvent se prsenter :



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- Gravillonnage trou tub (Fig. 21) :

L'annulaire crpine X colonne de production est rempli de gravier calibr qui protge lacrpine et contrle les venues de sable provenant de la formation. Il existe une relationstricte entre la taille des fentes de la crpine, les diamtres du gravier et du sable.

- Gravillonnage en trou tub ou dcouvert (Fig. 21 a) :

Le problme est identique. La colonne de production est tube au toit de la couche.

Celle-ci est traverse puis largie. Les crpines sont places dans le dcouvert dontl'annulaire est ensuite gravillonn tout comme dans le cas prcdent. Il ne doit pas y avoirde contact G/H et/ ou H/E dans la section complte.

2- Procds chimiques :

On injecte dans la formation pralablement dbarrasse de son colmatage, de l'huile etde l'eau de saturation, des rsines thermodurcissables qui soudent en eux les grains desable. Ce procd qui a connu une grande vague est actuellement en dclin.

Paralllement on peut utiliser du gravier enrob de rsine qui est ensuite squeez dans la

formation o il durcit pour constituer un filtre solide.

III- COLMATAGE DU RESERVOIR & EVALUATION DE CET ENDOMMAGEMENT

1- Colmatage du rservoir:

Nous avons vu au chapitre I que la boue de forage constituait l'un des causes principalesdu colmatage. Objectivement elle n'est pas seule cause. Pendant la traverse de lacouche, on amliorera les caractristiques de la boue en rduisant les filtrats desvaleurs trs basses, mais pendant la cimentation de la colonne de production le laitier deciment aura en gnrale un filtrat propre 50 100 fois suprieur celui de la boue !!

D'autre part, pendant la compltion, les fluides utiliss (boue, saumures, rsidusd'acidification) risquent encore de contribuer accrotre l'endommagement existant.



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Reprenons la figure n 5 : il existe autour du puits une zone endommage de rayon (enfait une couronne) "ra" et de permabilit Ka (Ka


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Supposons un endommagement de 94% (Ka 6 %) pour ra gal 0,60m, le dbit effectifcorrespondant est gal 20 % du dbit thorique. Si on se trouve en mesure d'liminerce colmatage peu profond, on multipliera le dbit initial par 5 !

Supposons maintenant que la permabilit initiale Ka soit amliore aux abords du puits(Ka > ke) grce une stimulation. Si on triple la permabilit sur un rayon de 0,60m, onconstate que l'amlioration du dbit n'excde pas quelques %.

Cette figure mrite rflexion, car elle a l'avantage de mettre en vidence les limites de lastimulation :



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- Le traitement des abords du puits n'est intressant que pour les rservoirscolmats, la sur acidification n'apporte pas de bnfice apprciable.

- Les rservoirs peu permables dont le dbit est soit marginal soit peu ou pasconomique peuvent tre stimuls condition que l'on puisse traiter des zonesvierges bien au - del des abords du puits et que le drain que l'on y cr soit trspermable (Ka >> Ke).

2- Evaluation de l'endommagement :

Nous avons vu aux chapitres prcdents comment taient raliss les essais du puitsaprs compltion. On dispose :

- Des dbits mesurs (gaz - huile - eau)- Des pressions fond et surface en dbit- Des tempratures fond et surface en dbit- De la remonte de pression aprs fermeture du puits (Fig. 10)

L'interprtation de ces mesures permet de calculer la valeur de l'endommagement ou

rendement de la compltion et si besoin de dcider de l'orientation des oprationsultrieures (dcision quant une stimulation). On peut exprimer cet endommagementsous forme de rendement :



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R1 : Rendement de la compltion = IP mesur / IP thorique (peu utilis)R2 : Rendement de la compltion = P thorique / P mesure (figure n 24)

L og Re / rwR3: Rendement de la compltion = 2 m (puits huile)

P mesure

Calcule du skin effet ou effet parital.

Log Re / rwIl est gal S = 2.3 ( - log Re / rw )

R 3

Les valeurs obtenues ne sont pas toujours prcises et pourront tre influencespar les conditions d'coulement (post-production, etc.).

La figure n 25 illustre l'importance de S en fonction des paramtres Ka, Ke, Re,rw. S tant une valeur sans dimension, positive (colmatage) ou ngative

(amlioration), il n'est pas inutile d'en prciser la signification.

IV - ELIMINATION DU COLMATAGE

Il est rare que le rayon de la zone endommage ra soit suprieure au mtre et dfaut.D'autre information on pourra adopter cette valeur avec des risques d'erreurs minimes.

Pour restituer au puits une productivit normale, il est essentiel d'liminer aussitotalementque possible tous les lments trangers ayant provoqu l'endommagement. Rappelonsqu'ils constitus de :

- solides (argiles, ciment, baryte, etc.)

- filtrats combins au brut (mulsions - sludge) et aux entendu ncessaire(tudes de laboratoire).

La mise en vidence des causes relles du colmatage est bien entendue ncessaire(tudes de laboratoire). Pour russir cette opration, il faut slectionner des agentssusceptibles de les liminer. Un certain nombre de possibilits nous sont offertes, parexemple :

- Les lavages (mise en solution, agitation "mcanique"),- Les acides ou des formulations acides (mulsions diverses).

5-1- Emploi de solvants :



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Ils sont utiliss de plus en plus souvent principalement comme tape prliminaire une acidification. Ils ont pour fonction de dplacer les filtrats, certaines particulessolides, de modifier la mouillabilit de la roche, de diluer ou d'amincir les mulsionsou les bruts trs visqueux.

5-2- Emploi d'acides :

1: Tous les acides permettant d'obtenir des sels trs solubles dans l'eau parraction avec les minraux constituant la matrice et les lments du colmatagesont thoriquement utilisables.

2: Ces acides doivent tre soigneusement inhibs afin d'viter la destructionrapide des quipements de fond. A signaler que la dure de l'inhibition estinversement proportionnelle la temprature. A titre d'exemple 150C, letemps d'inhibition n'excde pas deux heures alors qu'il est suprieur 7 jours 50C. Les acides les plus courants sont :

a- L'acide chlorhydrique HCL pour calcaires et dolomies (concentration 2

28 % en poids)b- L'acide fluorhydrique FH pour traiter les formations graineusespralablement dbarrasses des carbonates.

c- Des acides organiques (actique - formique) de moins en moinsrpandus. A noter que ces acides sont rarement utiliss seuls denombreux additifs chimiques sont galement employs.

3: Pour qu'ils puissent jouer un rle bnfique, ces acides doivent saturer aussicompltement que possible le milieu poreux dont la permabilit a t profondment affecte par le colmatage. Gnralement les pores les plustnus ne sont pas touchs par les fluides injects qui auront une tendance

naturelle s'couler suivant des drains plus permables (ou moins colmats).

Il faut viter de "casser" la roche pendant l'injection (fracturation) faute de quoi,lcoulement ne serait plus radial circulaire mais linaire : Il y aurait alors court-circuit des fluides pomps vers les zones vierges et ce, sans profit aucun pourla zone colmate dont on souhaite amliorer la permabilit. Les figures 26 et26 bis schmatisent les coulements "de matrice" (saturation) et rgime defracturation (linaire).



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V- AUGMENTATION DE LA PRODUCTIVITE NATURELLE

Elle n'est souhaitable que la mesure o la productivit naturelle est faible et cela avecuncolmatage nul. On peut y parvenir en agissant soit :

- Au niveau de la matrice- Sur les proprits de certains bruts visqueux.

5-1- Fracturation hydraulique du rservoir :

Nous avons dj vu qu'il n'tait pas raliste d'augmenter la permabilit du rservoirsur une grande distance pour augmenter le dbit de faon significative (figure 22).

Aussi est-il ncessaire de fracturer le rservoir (schma de la fig. n 25b). Cesoprations sont trs populaires. Pour tre efficaces, il faut que la fracture dveloppesoit aussi longue que possible, plusieurs dizaines de mtres au minimum. Pour yparvenir on injecte des fluides plus ou moins sophistiqus (viscosit leve, filtration

contrle) des dbits levs ( 2000 1/ minute).

Pour maintenir la fracture ouverte (celle -ci est unique), on la bourre d'agent desoutnement (sable calibr, billes de verre) possdant une permabilit leve ou onla lave l'acide dans le cas de formations carbonates. En tout tat de cause, il fautque le Kh"fracture" soit nettement suprieur au Kh "formation" pour obtenir un rsultatsatisfaisant. Un contraste suprieur 10 est toujours souhaitable.

L'amlioration escompte dpend de la longueur de la fracture et d'une manireplus gnrale de la gomtrie du soutnement, on peut l'exprimer simplement parla formule :



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Relog--------

IPF rw--------- = ----------------------

IPO Relog ---------

Ra*

Avec IPF : index de productivit aprs fracturationIPO : index de productivit avant fracturationRe : rayon de drainageRw : rayon de puitsRa* : rayon fictif du puits fractur gal L/4

Pour donner des ordres de grandeur, l'amlioration est en gnrale comprise entre2 et 5 pour des puits ayant un endommagement nul (S = 0).

5-2- Modification des proprits de l'huile : Cas des huiles visqueuses :

Si l'on est en mesure de rchauffer les abords du puits de manire rduire laviscosit de l'huile, il est possible d'augmenter considrablement l'IP du puits.Celui-ci tant de la forme:

KHIP = -----------

.

Ces oprations ralises sur puits peu profonds et pour des viscosits leves (1000 CSK) peuvent, quand les conditions sont favorables, donner d'excellents

rsultats. Pratiquement, on opre par cycle :

- Injection de vapeur (1500 tonnes en environ 15 jours)- Attente (3 - 5 jours)- Remise en production, l'effet se fait sentir environ 6 mois.

Le cycle peut tre repris, il n'y en a gure plus de 4 par puits. Ce mode destimulation ncessite des installations importantes (traitement d'eau, gnrateursde vapeur, etc.) et pose des problmes quelquefois dlicats rsoudre (WORlev, gonflement des argiles, mulsions tenaces, corrosion).

CONCLUSION :

Cet expos constitue une initiation aux problmes poss par la compltion;volontairement nous n'avons pas abord ici les problmes d'quipement. C'est unpisode de la vie du puits, en quelque sorte son acte de naissance qui arrive unpeu tard aprs les grandes actions.

La compltion est bien souvent nglige et surtout ne permet gure de briller car laralit est quelquefois amre et incite la modestie. C'est donc une besognepleine d'embche qui malgr tout demeure essentielle car la productivit du puitsen dpend.

MISE EN PRODUCTION D'UN PUITS DEGORGEMENT

Sur n'importe quel gisement, le producteur a faire deux types de puits : ruptifs et nonruptifs, selon que la pression hydrostatique de la colonne d'effluent est suffisante ouTPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006 28


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non. A noter que cette insuffisance de pression de gisement peut exister l'origine del'exploitation au lieu d'arriver par suite de la dcompression de celui ci :

H x dCondition pour puits ruptif : Pg > -----------

10

Pg = Pression de gisement en (Kg / CM)H = Profondeur en (mtre)d = Densit moyenne de l'effluent

En fait, pour que le puits soit rentable, il faut que la pression de gisement soit suprieure la pression hydrostatique pour compenser les pertes de charge dans le tubing et dansle rseau.

Pour faire une mise en production aprs perforation, on allgera la colonne hydrostatiqueen remplaant la colonne de boue de forage par une colonne d'eau ou d'huile et si Ph estencore > Pg on pistonnera, c'est dire que l'on vacuera une partie de la colonne

hydrostatique jusqu' ce que Pg soit > Ph , c'est dire que le dbit vienne en surface : Onemploiera du matriel qui comprendra une chemine spciale avec presse-toupe afinqu'un minimum de liquide ne retombe sur le plancher de la sonde lors du pistonnage (unpiston avec bille sur lequel on placera plusieurs garnitures en caoutchouc .

Cette mise en production n'est valable que dans le cas de puits ruptifs, risquaient del'tre pendant de nombreuses annes d'exploitation.

Dans le cas des puits non ruptifs, on peut envisager deux types d'exploitationquiconsisteront dans le premier cas :

a/ diminuer ou allger la densit du mlange se trouvant dans le tubing grce l'injection de gaz.b/ extraire mcaniquement l'huile.

Ces 2 systmes feront l'objet d'exposs dtailles. Le dgorgement du puits a pour but denettoyer la formation des restes de boue et de filtrat qui peuvent encore s'y trouver, aprsla mise en ruption. Selon les puits, le dgorgement peut durer quelques heures plusieurs jours. Le dgorgement termin, on ferme le puits pour laisser la pression sestabiliser dans le gisement, ou moins dans la zone draine par le puits.

Cette notion de stabilisation est relative, car dans un gisement en production, la pressionvolue constamment et n'est jamais rigoureusement stable. On se contentera d'attendreque les variations de pression soient devenues suffisamment faibles pour que les erreursd'interprtation ultrieure, que cette approximation entranera, soient acceptables : ondira par exemple que le puits est stabilis, quand la pression en tte mesure avec unejauge poids morts ne montre pas de variation sur une priode de trois heures (que lepuits soit ferm ou en dbit). On peut dfinir dautres critres de stabilisation aprsdgorgement. Cest en fait une remonte en pression que l'on enregistrera.

VI- EQUIPPEMENTS DE COMPLETIONS

En fonction de la compltion adopte, le puits sera quip avec le matriel ncessairepour lui permettre de produire dans les meilleures conditions.



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Cet quipement devra galement servir aux manoeuvres doutils de wire line :permettre la circulation de fluides entre tubing et annulaire si ncessaire.

Il est prvu galement la mise en place de mandrins spciaux pour quiper le puits devannes de gaslift et de vannes de scurit.

VI-1- PACKER DE PRODUCTION (fig. 2.3.4)

Le but du packer est disoler de lespace annulaire lenceinte constitue par la partiedu puits en contact direct avec les fluides de la formation, lintrieur du tubing et lapartie sous le packer.

Cet isolement est ralis par des garnitures lastiques mises en oeuvre par desmoyens mcaniques commands depuis la surface, On peut distinguer deuxcatgories de packers de production.

- Les packers amovibles (retrievable = rcuprable), mis en place avec le tubing.

- Les packers reforables, qui peuvent tre mis en place par le tubing, mais qui,le plus souvent, sont places au moyen dun cble lectrique, et que lon peutliminer par la suite par reforage.

Les GRAVEL PACK utiliss dans les zones de sables non consolids. Diffrentesvariantes du GRAVEL PACK existent. Celles reprsentes par la fig. 5 sont ralisesavec le service SEAL UNIT OTIS et un PERMA TRIEVE Packer. Deux systmessont reprsents Schma 1 : un GRAVEL PACK SAND, cest a dire du sable calibre.Schma 2 SLURRY PACK sable mlange avec de lhuile forte viscosit.



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Installer au niveau de la zone perfore pour protger et prolonger la vie du tubing, utilisaussi tout le long de la colonne. Il est recommand de placer des BLAST-JOINTS avantun seating NIPPLE et au-dessus dun manchon poli (Polished Nipple). Il est possible derparer Un BLASTJOINT use en mettant en place un STRADDLE PACK UFF ce quivite la remonte du tubing.



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VI-1-1- PACKER AMOVIBLE (fig. 6)

De trs nombreux constructeurs of furent des produits de bonne qualit. A titredexemple, nous citerons le packer KV de GUIBERSON et LANE-BOWELL.

Un mandrin intrieur peut coulisser dans le corps du packer proprement dit. Surlextrieur du corps, une chemise coulissante porte des ressorts de friction (R) et

des slips dancrage. Le Packer est accroch au tubing par la partie suprieure dumandrin, et descendu dans le puits dans la position indique par la figure. Lergotde verrouillage E maintient les slips dans leur position basse, cest a dire rtractspour permettre la descente.

Pendant la descente, il est recommand de tourner un tour a droite tous les 1 000pieds environ, car il se peut que les ressorts de friction tendent dverrouillerlergot. (Le casing nest pas rigoureusement droit, il peut subsister sur les frotteursune force de torsion dans le sens dfavorable).

Lorsque l'on est arriv a la cte dancrage, la dpasser un peu et tourner au moins

cinq tours gauche en remontant trs doucement. Lergot est alors plaque contre lapartie suprieure de la rainure guide de la chemise. Les ressorts de friction, enfrottant sur le casing, tendent retarder la rotation de la chemise par rapport a celledu corps qui porte lergot. Ce dernier sort donc de son logement. On recommandede faire cinq tours pour tre plus que davoir ralis le dverrouillage.

Divers frottements dans le puits font en effet que la rotation en bas nest pas lamme que celle que lon imprime en haut. Ensuite, on baisse le tubing. Lergottant sorti de son logement, les ressorts de friction et les slips restent en placependant que le corps du packer descend. Les slips sont alors carts par uneporte conique sur le corps et viennent Se plaquer contre le casing; le corps du

packer est alors immobilis.

En continuant abaisser le tubing, le mandrin intrieur commence maintenant descendre dans le corps, ce qui mne les garnitures G sur leurs siges. Ceci apour effet dobturer le passage intrieur (by-pass) entre le dessous du pacquer etlespace annulaire. Le tubing commence alors sappuyer sur le packer. Si oncontinue descendre, une partie d plus en plus grande du poids du tubing estappuye sur le haut du packer, ce qui comprime les garnitures dont le diamtreaugmente et elles viennent fermer lespace annulaire.

Le jeu entre les garnitures dun packer et le casing pour lequel il convient estfaible. Aussi, lorsque lon descend, la boue passeraitelle difficilement de dessousle packer vers le dessus, si on ne disposait que de ce jeu. Le mandrin est doncconstruit de faon telle lintrieur que la boue lespace annulaire peut facilementby - passer le packer de faon viter leffet de piston qui provoquerait dessurpressions nuisibles aux formations productrices.

Pour dsancrer ce packer, il suffit de tirer vers le haut puis de le reverrouiller parrotation a droite. Il faut reverrouiller car pendant les manoeuvres, on est amen faire une multitude de mouvements vers le has, qui pourraient le rancrer.(fig.6bis).



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VI-1-2 - PACKER PERMPNENT REFORABLE (fig. 7)

Nous dcrivons le modle le plus rpandu et largement utilis dans les socitsFranaises : le Packer BAKER modle (D. Ce Packer peut tre mis en place avecle tubing. Mais il est moins onreux de le placer au cble lectrique.

De chaque ct de la garniture dtanchit, se trouve un jeu de slips : le jeu

suprieur tend empcher le mouvement vers le bas. La pose au cble lectriqueexige lemploi de deux accessoires :

- Le Wire Line adapter Kit, qui se fixe dans le packer- Le Wire Line pressure setting assembly, organe moteur del adapter Kit.

Arriv la cte de pose, on met a feu une charge de poudre dans la chambre depression (CP). La pression dveloppe dans la chambre provoque un mouvementrelatif du piston P (vers le bas) et du cylindre extrieur CE qui tend tirer vers lehaut. Cette traction vers le haut est transmise par lintermdiaire du mandrin depose (MP) la partie infrieure du packer, dont les slips sont soulevs.

Mais, en mme temps, par un trier E et tine chemise C, la force repousse le pistonP vers le bas est transmis la partie suprieure du packer CS. Ceci a pour effet derepousser les slips suprieurs sur leur porte, en un mouvement antagoniste decelui des slips infrieurs.

Pendant ce temps, les garnitures ont t comprimes. Lorsque la force decompression sur les slips et les garnitures atteint une valeur prdtermine, lcroude relchement ER (en tension) se casse, ce qui a pour effet de librer la chemisedancrage CA de son logement, et permet de remonter lensemble. Cette chemiseest maintenue en place la descente par un crou de positionnement EP sur le

mandrin de traction MT. En retirant ladapter Kit la soupape de packer (soupape aressort) se referme, ce qui procure tine bonne scurit contre les ruptionspossibles.

Lintrieur du packer est une chemise contre laquelle viennent se placer lesgarnitures dtanchit de lextension de tubing qui viendra traverser le packer.Ces extensions, au bout desquelles sont places en outre des crpines en gnral,peuvent tre :

- sans filletage (locator tubing assembly)- avec filetage gauche permettant la fixation dans le corps du packer

(anchor tubing seal assembly).

Lorsque pour une raison quelconque, on veut retirer le tubing par la suite, en coursdexploitation, le packer reste en place, la soupape a ressort obture le puitsventuellement.

Lors de la composition du train de tubing, il faut tenir compte de ce que ce dernierest fixe au niveau de la tte de puits.

Les variations de temprature entranent des variations de longueur qui, si letubing est fix galement au packer (par vissage ou par simple appui), provoquentdes contraintes de tension ou de compression. Ces contraintes doivent treestimes dans chaque cas particulier pour viter les accidents (flambage outension exagrs, retrait du tubing seal de son logement, sil est court, etc. ...).



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VI-2- LES VANNES

VI-2-1- LBS VANNES DE CIRCULATION (fig. 8)

Leur but est de :- Tuer le puits en production- Changer le fluide de lannulaire

- Nettoyage audessus du packer

VI-2-2- LES VANNES DE SECURITE DE FOND (fig.1O.11.12.13.14)

Appels SSSV (Sub-Surface Safety Valve) par la littrature Anglo-Saxonne. Ellessont places dans le tubing une centaine de mtres de profondeur pour cellescommandes depuis la surface au dessus du Packer pour les vannes commandespar diffrence de pression (une rupture de la tte de puits entranant unedcompression brutale au dessus de la vanne, celle-ci ferme par diffrence depression). Ces vannes sappellent des STORM CHOCKE.

- Fonctionnement dune SSSV type BALL-VALVE

Elle est normalement ferme, cest dire qu la dcompression du LINERla vanne ferme.

a) Ouverture :La pression dans le LINER est suprieure celle du puits, le piston sedplace, les orifices dgalisation se dgagent et la pression squilibre depart et dautre du piston. Lgalisation empche la dtrioration des surfacesdtanchit pendant louverture de la vanne (schma 1).Pendant lgalisation, la BALL-VALVE est en rotation. Au fur et mesure

de laugmentation de pression la BALL-VALVE continue de tourner jusqulouverture complte (schma 2).

b) Fermeture :La chute de pression du LINER permet au ressort de se dtendre etdentraner le piston, le systme mcanique fait tourner la BALL-VALVE quiferme. La pression du puits aide galement la fermeture de la vanne(Schma 3).

VI-2-3- TYPE DK. OTIS - BALL-VALVE (fig. 10)

AVANTAGES DE LA DK. VALVE

- Oprations de contrle effectues depuis la surface.- La vanne peut fermer mme Si la pression dans le tubing est faible un

ressort largement dimensionn assurera la fermeture.- La vanne et les siges sont toujours propres aprs chaque fermeture.- Aprs la fermeture la zone dtanchit du piston nest pas expose a

la pression du puits (un sige secondaire contient la pression).- Si le mouvement se fait par a coups (SLAMS SHUT) elle ne

sendommage pas, car la BALL et le piston bougent en mme temps.- La BALL a t prvue pour fonctionner avec la seule pression

diffrentielle.

- Les surfaces dtanchit et les siges sont isols de laction corrosiveet abrasive des fluides lorsque la vanne est ouverte.

- La vanne est passage intgrale.TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006 46


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- Des modules de ressorts peuvent tre ajouts.

VI-2-4- FLAPPER_VALVE: VANNE DE SECURITE (fig. 12)

Ce systme prsente les avantages suivants :

- Economique

- Les surfaces dtanchit et de porte sont isoles du dbit lorsque lavanne est ouverte.- La vanne standard est quipe de joints dtanchit en Tflon (situ

larrire du premier et second sige). Ils peuvent se remplacerfacilement.

- Le FLAPPER peut tre ouvert soit avec la pression hydraulique, ou laide dun prong.

- Des modules de ressort peuvent tre rajouts pour les faiblesprofondeurs.

- Fonctionnement trs simple.- La fermeture de la vanne nest pas affecte par des variations faibles

de la pression de contrle.

FONCTIONNEMENT :

Cette vanne est normalement ferme. Louverture se fait par la pressionhydraulique du LINER. Le systme de fonctionnement est identique celuides BALL-VALVE :

- Pression LINER suprieure la pression du puits.- Dplacement du piston.- Egalisation (Fig. 2).

- Augmentation pression hydraulique LINER.- Dgagement FLAPPER - vanne ouverte (fig. 1).

Par chute de la pression hydraulique :

- Dtente du ressort.- Entranement piston.- Le FLAPPER ferme lorsque le piston est pass au dessus (fig. 3).- La vanne Se ferme galement par la diffrence de pression entre la

zone infrieure et suprieure.



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Fig.10



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Fig.10



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TYPE DK. OTIS SUB-SURFACE SAFETY-VALVE



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VI-2-5- STORM CHOCKE OTIS TYPE J (fig. 14)

La STORM CHOCKE fonctionne par contrle direct de la pression La vanneferme lorsquil existe son niveau une pression diffrentielle importante due unincident grave en surface (rupture de conduite, tte de puits casse etc. ...)

La vanne est prvue pour un gros dbit. Son dessin a t fait pour que les

turbulences soient diminues et quaprs la fermeture le sable ne se dpose pasau dessus. Les ressorts sont tars en fonction de la pression de commandedsire.

Pour rouvrir la vanne il est ncessaire de rquilibrer la pression au dessus soiten pompant un fluide, ou laide dun prong dgalisation.



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SCHEMA 1 - SAFETY VALVE avec contrle SCHEMA 2 - SAFETY VALVE etdepuis la surface par une ligne hydraulique. tubing peuvent tre remonts sauf

la partie situe en dessous duRATCH LATCH assembly -Loprateur en manoeuvrantLancrage a cliquet.

FIG. 15

(RATCH-LATCH) bloque la partie en dessous. Un Plug isole la partie suprieure de lapartie infrieure. La colonne suprieure peut tre remonte.



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VI-3- TUBINGS

Les hydrocarbures remontent en surface le long dune conduite non cimente (afinde pouvoir la retirer aisment au cours de la vie du puits pour de multiples raisons :lments dtriors, changement de compltion, perte de matriel, etc. ...)composs dlments visss les uns aux autres que lon appelle tubings,lensemble formant le tubing de production.

En surface, ce tubing de production est visse dans une pice appele le tubinghanger place dans le tubing head.

Au fond du puits il passe travers le packer de production, ou selon le type cedernier est incorpor au tubing par vissage.

On peut donc appeler le tubing de production la conduite verticale dacheminementdes hydrocarbures vers la surface.

VI-3-1 Extrmits

Il existe deux types de tubings :

- les tubings manchonns ;- les tubings joints incorpors (fig.17.18.19.20) Les tubings manchonns sont

les tubings A.P.I. sans refoulement (N.U.) ou refoulement (E.U.) les tubingsnon manchonns : extrme line, spang scal, hydril (meilleure tanchit).

VI-3-2 -Caractristiques et performances nominales des tubings A.P.I. :

- Sans refoulement ;

- A refoulement extrieur.

VI-3-3 - Diffrents types de tubings :

- A.P.I - non upset (N.h.)- A.P.I - External upset (E.U.)- Hydril- Extrme line- Spang seal

Ils sont obtenus par le procd dtirage sans soudure, et les extrmits sont

refoules si besoin.

VI-3-4 - Diamtre nominal :

Reprsente le diamtre extrieur pris sur le milieu du tubing. Les dimensions lesplus utilises sont les suivantes:

En pouces : 2 3/8 2 7/8 3 1/2 - 4 4

En mm : 62 73 89 101 114.

Dans chaque dimension et chaque type de tubing il existe plusieurs paisseurs quipermettent de faire face aux diffrents problmes de rsistance qui peuvent seposer.Diamtre du calibre (drift) cest le diamtre maximal des outils qui peuvent tredescendus lintrieur dun tubing. Le diamtre intrieur permet de dterminer le



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volume au mtre du tubing, mais on ne doit tenir compte que du diamtre ducalibre pour descendre les outils.

VI-3-5 - Poids nominal :

A chaque diamtre et paisseur de tube correspond un poids nominal. Ce poidsest exprim en livre par pied. LA.P.I. indique le poids de tubings compte tenu des

extrmits filetes pour des longueurs de 6,09 m (20 ft)

VI-3-6 - Longueurs et nuances dacier :

Il existe deux gammes de longueur :

de 6,10 a 7,32 mde 8,53 a 9,75 m

LA.P.I a normalis quatre nuances dacier : H 40. J 55. N 80. P. 105

Le chiffre qui suit la lettre indique la limite lastique en milliers de psi (par exemple unacier N.8O a une limite lastique de 80 000 psi, soit 56 Kg/mm)



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FIG.17



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Complétion déf

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Transcript of Complétion déf