«Corrélation entre les techniques de complétion d’un puits ...

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

MENTION INGENIERIE PETROLIERE

Mémoire de fin d’étude en vue de l’obtention du diplôme

de Master d’Ingénierie Pétrolière

Date de soutenance: 18 juin 2016

Présenté par : RATSIMBAZAFY Njara Mathieu

Année universitaire : 2014-2015

Relations entre les techniques de complétion et le

volume de production pour un projet d’extraction

d’huile lourde par injection de vapeur

Relation entre les techniques de complétion et de


d’huile lourde par injection de vapeurRelation entre

les techniques de complétion et de volume de

production pour un projet d’extraction d’huile lourde

par injection de vapeur




UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

MENTION INGENIERIE PETROLIERE

Mémoire de fin d’étude en vue de l’obtention du diplôme

de Master d’Ingénierie Pétrolière

Présenté par : RATSIMBAZAFY Njara Mathieu

Le 18 juin 2016, devant les membres du jury composés de :

Président : - Monsieur Andrianaivo Lala

Examinateurs: - Monsieur Raharijaona Tovo Robin

- Monsieur Ranoarivony Andrianjoelimahefa Honoré

Encadreurs: - Monsieur Andriamparany Carl

- Monsieur Rafaralahy

Année universitaire : 2014-2015

Relations entre les techniques de complétion et le



r







Page I

REMERCIEMENTS

Je rends grâce à DIEU, de m’avoir prêté oreilles attentives, de m’avoir conseillé et guidé,

de m’avoir aidé à organiser mes activités, de m’avoir donné la persévérance et d’avoir exaucé

mes prières.

J’exprime ma gratitude à :

Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon, Professeur titulaire, Responsable du Domaine

Science de l’Ingénieur à l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo (ESPA), qui a

bien voulu m’autoriser à procéder à la soutenance de ce mémoire;

Monsieur ANDRIANAIVO Lala, Professeur à l’ESPA, Responsable de la Mention

Ingénierie Pétrolière à l’ESPA qui assure le bon déroulement de notre département et nous a

fait l’honneur de présider le jury de ce mémoire malgré ses multiples obligations ;

Monsieur ANDRIAMPARANY Carl, Enseignant à l’ESPA, qui a bien voulu accepter d’être

mon Encadreur professionnel, en y mettant de son temps si précieux et de ses grandes

compétences techniques et pédagogiques.

Monsieur RAFARALAHY, Maitre de conférences et Enseignant à l’ESPA, qui a accepté

chaleureusement, malgré ses nombreuses occupations, d’assurer mon encadrement

pédagogique durant la réalisation de ce mémoire ;

Monsieur RAHARIJAONA Tovo Robin, Maitre de conférences et Enseignant à l’ESPA, et

Monsieur RANOARIVONY Andrianjoelimahefa Honoré, Maitre de conférences et

Enseignant à l’ESPA, qui, malgré ses multiples obligations, ont fait l’honneur d’être

examinateurs de ce mémoire.

J’adresse également mes remerciements à :

tous les enseignants de l’ESPA, qui ont contribué à la réussite de ma formation en partageant

leurs connaissances, en particulier ceux de la Mention Ingénierie Pétrolière;

toute l’équipe de la Direction Générale des Etudes et Développement au sein du Ministère

auprès de la Présidence chargé des Mines et du Pétrole (DGED), qui m’a aimablement

intégrée en son sein et m’a offert sa collaboration, en facilitant la réalisation de mon stage de

mémoire;

ma famille qui m’a toujours soutenu dans mes études et dans la préparation de mon

mémoire;

toutes les personnes qui, de près ou de loin, ont apporté leurs contributions à ce mémoire.

Page II

SOMMAIRE

Remerciements

Sommaire

Liste des tableaux

Liste des figures

Liste des annexes

Liste des abréviations

Introduction générale

Partie 1. Revue de littérature et documentation

Chapitre 1. Contexte général

Chapitre 2. Technique de complétion d’un puits de production de pétrole

Chapitre 3. Projet d’injection de vapeur

Partie 2. Compilation et analyse de données – cas SFP Tsimiroro

Chapitre 4. Structure de puits

Chapitre 5. Historique et performance de production

Chapitre 6. Présentation de la Modélisation

Partie 3. Modélisation

Chapitre 7 : Présentation des résultats et recommandation

Chapitre 8: Aperçu environnemental de l’eau de production

Chapitre 9 : Etude économique

Conclusion générale

Bibliographie et webographie

Table des matières

Page III

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 01. Caractéristique pétro-physique de l’huile lourde de DURI ................... 27

Tableau 02. Complétion de trou des puits de production ........................................... 35

Tableau 03. Détail de perforation de puits d’injection ................................................ 37

Tableau 04. Taux d’injection et de production dans les puits de production ........... 39

Tableau 05. Quantité de vapeur injectés dans chaque puits d’injection ................... 40

Tableau 06. Moyenne de production journalière ......................................................... 41

Tableau 07. Résultat obtenu par la méthode déclin exponentiel d’Arps ................... 55

Tableau 08. Résultat obtenu par la méthode déclin Harmonique d’Arps ................. 56

Tableau 09. Résultat obtenu par la méthode déclin hyperbolique d’Arps ................ 57

Tableau 10. Résultat obtenu par le modèle de duong .................................................. 58

Tableau 11. Impacts négatifs des eaux utilisées pour l'extraction ............................. 65

Tableau 12. Coût d’investissement ................................................................................ 72

Tableau 13. Charge d’exploitation d’huile lourde ....................................................... 73

Tableau 14. Compte d’exploitation de production d’huile ......................................... 75

Page IV

LISTE DES FIGURES

Figure 01. Coupe géologique à travers le horst de Tsimiroro ...................................... 5

Figure 02. Modalités de la traversée d’une couche productive ................................ 10

Figure 03. Mode de complétion d’un trou non tubé ................................................... 11

Figure 04. Conditionnement par utilisation de crépine .............................................. 12

Figure 05. Conditionnement par perforation .............................................................. 13

Figure 06. Types de complétion par perforation ........................................................ 14

Figure 07. Diverses modalités de packer ...................................................................... 16

Figure 08. Schéma des équipements de pompage individuel avec tiges .................... 18

Figure 09. Circuit de l’eau, de l’huile, de vapeur........................................................ 27

Figure 10. Complétion de puits de production de DURI............................................. 28

Figure 11. Complétion de puits d’injection de DURI .................................................. 29

Figure 12. Structure de puits de production ................................................................ 34

Figure 13. Structure de puits d’injection ...................................................................... 36

Figure 14. Coupe géologique dans le bloc Tsimiroro .................................................. 43

Figure 15. Cycle de production dans la SFP de Tsimiroro ......................................... 47

Figure 16. Présentation de la courbe de déclin exponentiel ........................................ 49

Figure 17. Présentation de la courbe de déclin harmonique....................................... 50

Figure 18. Présentation de la courbe de déclin hyperbolique ..................................... 52

Figure 19. Présentation des courbes du modèle de Duong .......................................... 53

Figure 20. Coupe de complétion de puits et positionnement de la pompe ................. 60

Figure 21. Coupe de complétion en utilisant deux tubings ......................................... 61

Figure 22. Position actuelle de la pompe avec la progression des fluides .................. 62

Figure 23. Propositions de complétion des puits .......................................................... 63

Figure 24. Cycle de traitement d’eau ............................................................................ 66

Figure 25. Schémas de Skimers vertical et horizontal ................................................ 67

Figure 26. Répartition de l’huile produit...................................................................... 70

Figure 27. Chiffre d’affaires unitaire d’exploitation ................................................... 74

Page V

LISTE DES ANNEXES

Annexe 01. Panneaux de la SFP de Tsimiroro ............................................................................ XI

Annexe 02. Dimension de la pompe utilisée par MOSA ......................................................... XII

Annexe 03. Graphes obtenus pendant l’analyse de déclin par la méthode d’arps ............... XIII

Annexe 04. Graphes obtenus pendant l’analyse de déclin par la modèle de Duong ......... XXIV

Page VI

LISTE DES ABRÉVIATIONS

API American Petroleum Institute

CAPEX Capital expenditure

CO2 Carbon dioxide

CPF Central Processing Facility

CPP Contrat de Partage de Production

CSS Cyclic Steam Simulation

DCA Decline curve analysis

DGED Direction Générale des Etudes et Développement

Directeur Général des Etudes et Développement

H2O Eau

I Injection steam flood

IDH Impôts directs sur les Hydrocarbures

J Jour

KCl Chlorure de potassium

m Pente

MECIE Mise En Compatibilité des Investissements avec l’Environnement

MOSA Madagascar Oil Société Anonyme

Np Cumulative oil production

OMNIS Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques

OOIP Original Oil In Place

OPEX Operational expenditure

P Production Steam Flood

PDC Poly Cristallin de Diamant

ppg pound per galon

q Production oil rate at time t, stb/day

qi Initial rate, stb/day

qinf Oil rate at infinite time

ROS Ratio of Oil and Steam

SFP Steam flood pilot

SPM Single Point Mooring,

TVA Taxe sur la valeur ajoutée

USA United States of America

WSW Well source water

WTI West Texas Intermediate

Les unités de mesure

" pouce

$ USD dollard Americain

% pourcentage

°C degre Celsius

°F degre Farenheight

Page VII

BBL barrel

BOPD Barrel of Oil Produced per Day

BPD Barrel per day

BWE Barrels of Water Equivalent

BWEPD Barrels of Water Equivalent Per Day

cm2 Centimètre carré

cP Centipoise

ft Foot

g Gramme

Kcal Kilocalorie

Kg Kilograme

Km Kilomètre

Km2 Kilomètre carré

L Litre

m Mètre

m3 Mètre cube

MBOPD Thousand Barrels of Oil Per Day

MBSPD Thousand Barrels of steam Per Day

mD MilliDarcy

mm Millimètre

Pa Pascal

psi Pounds per square inch

sec Seconde

«Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»

RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 1

INTRODUCTION GENERALE

Le développement d’un pays dépend de sa capacité à disposer d’une source propre

d’énergie. Ceci reste le moteur de son développement. Actuellement, Madagascar importe la

quasi-totalité de ses besoins d’hydrocarbure pour faire tourner ses centrales électriques. Pourtant,

le pays dispose d’une réserve récupérable de 1,7 milliard de barils d’huile lourde à Tsimiroro

[13].

Ainsi, l’Etat Malagasy a fait de sa priorité le développement de l’exploitation de l’huile

lourde de Tsimiroro afin de satisfaire le besoin de leurs centrales électriques. La compagnie

Madagascar Oil S.A met en œuvre ce projet, qui est maintenant dans la phase de développement

et vient d’acquérir son permis environnemental.

L’exploitation de l’huile lourde de Tsimiroro se fait en utilisant la méthode d’injection de

vapeur pour diminuer la viscosité de l’huile avant de la pomper [11]. De l’eau et de l’huile sont

obtenues à la production. Mais seul l’hydrocarbure est valorisé, l’eau servira partiellement à

réalimenter le générateur de vapeur ou suivra les rejets dans le sous-sol. Voilà ce qui nous a

conduit à choisir ce sujet de mémoire intitulé « Relations entre les techniques de complétion et

le volume de production pour un projet d’extraction d’huile lourde par injection de

vapeur».

Pour arriver à cette fin, la méthodologie utilisée comporte les études bibliographiques et

webographiques, la collecte de données et d’informations auprès de la Direction Générale des

Etudes et Développement, la descente sur le site de Tsimiroro, l’analyse des historiques de

production et des complétions des puits ainsi que la modélisation. De ce fait, l’objectif est non

seulement d’améliorer la production d’huile lourde mais aussi d’apaiser l’impact de l’eau sur

l’environnement.

Le présent ouvrage comporte trois parties. La première présente les revues de littérature

concernant les méthodes de production et de complétion des puits. La deuxième rapporte la

compilation et l’analyse des données sur le Steam Flood Pilot de Tsimiroro. La troisième expose

la modélisation de la technique de complétion, une brève étude environnementale et

économique.

Première Partie :

REVUE DE LITTERATURE ET

DOCUMENTATION

« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»


Partie 1. REVUE DE LITTÉRATURE ET

DOCUMENTATION

Cette première partie présente le contexte général sur la formation de pétrole, les

différentes modalités de conditionnement des puits de production ainsi qu’une brève

présentation d’un projet d’extraction par injection de vapeur. Ce sont des résultats de

consultations de divers ouvrages et articles.

Chapitre 1. Contexte général

Le pétrole, tout comme le gaz naturel, est un combustible fossile qui provient de la

décomposition de la matière organique présente en plus ou moins grande concentration

dans les sédiments. En pratique, l’enfouissement progressif des sédiments va permettre à la

matière organique de se décomposer lentement (sur des millions d’années) et de se

transformer en hydrocarbures.

I. Système pétrolier [1] [18]

On appelle « système pétrolier » l’ensemble formé d’une roche mère qui a généré

les hydrocarbures, d’une roche réservoir (poreuse et perméable) qui les accueille au cours

de la migration et d’une roche couverture (imperméable) qui donnera son étanchéité au

piège.

Les restes fossilisés de végétaux et d’animaux aquatiques ou terrestres et de

bactéries s’accumulent au fond des océans, des lacs ou dans les deltas. Appelés kérogène,

ces résidus organiques sont préservés dans des environnements où les eaux sont

dépourvues d’oxygène, se mêlant ainsi aux sédiments minéraux pour former la roche-mère.

Plus légers que l’eau, le pétrole et le gaz remontent le long des niveaux de roches

poreuses (roche-réservoir) dans lesquelles ils sont confinés si ceux-ci sont surmontés de

roches imperméables (roche-couverture). Si rien ne les arrêtent, ils suintent à la surface.

Dans ce réservoir, les hydrocarbures vont se déplacer sur des distances allant de

quelques mètres à plusieurs centaines de kilomètres jusqu’à ce qu’ils soient arrêtés dans



des structures particulières qui sont les pièges recouverts d’une couche imperméable (la

roche couverture).

I.1. Pétrole conventionnel

Dans le cas du pétrole conventionnel, les hydrocarbures formés au niveau de la

roche-mère migrent vers une roche poreuse et perméable (appelée réservoir). Ils s’y

accumulent et forment des gisements dont l’exploitation se fait par simple forage.

Dans une première phase, l’exploration consiste à rechercher des pièges qui ont été

chargés en hydrocarbures. Dans une deuxième phase, la production est assurée par des

puits forés à l’aplomb du piège en utilisant des mécanismes de déplétion naturelle ou de

réinjection d’eau ou de gaz. Le taux de récupération, c'est‐à‐dire le pourcentage

d’hydrocarbures conventionnels récupérés en surface, est de l’ordre de 30 à 50 % pour

l’huile et de 50 à 80 % pour le gaz. Elle peut être améliorée grâce aux techniques du forage

horizontal et de stimulation.

I.2. Pétrole non-conventionnel

Les pétroles non conventionnels sont constitués par une catégorie spéciale de

système d’hydrocarbures, à côté de leurs homologues conventionnels et des gaz. Ils

résultent du vieillissement de pétroles légers originels. Mais dans des conditions

favorables, ils peuvent quelquefois faire l’objet d’une exploitation économiquement

rentable. On connaît de par le monde des pays qui ont trouvé des intérêts à exploiter leur

gisement d’huile lourde ou de bitume. A titre d’exemple, on peut citer le gisement

d’Athabasca au Canada et celui de Tambaredjo au Suriname.

Les accumulations de pétroles non conventionnels n’ont pas de préférence quant à

la profondeur de gisement. En effet, même si la majorité des réserves existantes sont

contenues dans des réservoirs gisant à des faibles profondeurs, il n’est pas rare de

récupérer en cours de forage, des cuttings à indices de bitume en provenance des grandes

profondeurs.

Les huiles lourdes constituent une catégorie d’hydrocarbures liquides

intermédiaires entre les pétroles légers conventionnels et les bitumes. On pense qu’elles

résultent également du vieillissement d’un pétrole léger originel, suite à la perte des

fractions volatiles. Mais contrairement à la perte presque totale des fractions légères pour



le bitume à cause de l’exposition à l’atmosphère, il en reste encore une partie dans les

huiles lourdes. Cela justifie leur état résiduel encore plus ou moins fluide, mais pas

pourtant assez pour qu’elles puissent s’écouler adéquatement.

II. Zone d’étude

II.1. Localisation

La zone de Tsimiroro est localisée dans le couloir dépressionnaire Karoo, au sud de

Bemolanga mais au nord de Maroaboaly. Le permis habituel est grosso modo limité par les

coordonnées Laborde X = 231 500 - 280 000 Est et Y = 825 000 - 921 000 Nord. Son

centre se trouve, sur route à 450 km au nord-ouest d’Antananarivo et à 170 km à l’est de

Maintirano.

La zone est à cheval entre les régions Melaky et Menabe. Elle est dominée à l’Est

par la chaîne cristalline du Bongolava et à l’ouest par le plateau calcaire du Bemaraha.

Actuellement, le gisement d’huile lourde de Tsimiroro se trouve dans le bloc pétrolier

3104 détenu par la société Madagascar Oïl S.A (MOSA)

II.2. Géologie de la région [18]

II.2.1. Structure

La structure de Tsimiroro repose sur un horst du socle long de 80 km du nord au

sud et large de 10 km d’ouest à l’est. Sur ce horst se sont déposées des séries sédimentaires

provenant des érosions rythmiques du socle proche. L’axe du horst est parallèle au contact

entre le socle et le sédimentaire dont il est distant de 30 km. Le flanc oriental est raide et

comporte des failles normales, tandis que le flanc ouest est de pendage plus doux et moins

accidenté.

Le recouvrement sédimentaire appartient à la série Isalo Supérieure des dépôts

Karoo. Un ensellement divise la structure en deux parties :

- la partie nord comprend les sous-structures de Bemahatazana, Bekodoka et

Analamavo.

- la partie sud est constituée par les sous-structures d’Ankisatra-Folakara,

d’Ankilimirafy-Tsimiroro et de Marokomony-Andrakaraka.



La figure 01 ci-dessous montre la coupe géologique à travers le horst de Tsimiroro.

Figure 01. Coupe géologique à travers le horst de Tsimiroro

Source : Mr Rafaralahy

Les principaux éléments structurels sont les failles et un réseau d’intrusions

magmatiques traversant la région de Tsimiroro. Un réseau dense de dykes ignés a pénétré

l'ensemble de la zone. Ils ont été mis en évidence comme un obstacle potentiel à l’injection

de vapeur durant la phase pilote. Le profil de dyke sur le terrain peut être négatif (dyke

préférentiellement aux intempéries) ou positif (roche encaissante préférentiellement

d'altération). Leur mise en place date du Crétacé Inférieur et a lieu dans les fractures

verticales liées aux failles du horst. La densité de dykes varie de 5 km/km2 au nord à 1,8

km/km2 au sud.

II.2.2. Stratigraphie [13]

Parmi toutes les séries sédimentaires du Karoo Malagasy, la Sakoa est totalement

absente à Tsimiroro. La Sakamena est rencontrée dans les profondeurs. Tandis que l’Isalo

constitue le recouvrement et repose directement sur le socle dans les régions hautes situées

au-dessus ainsi que de part et d’autre du horst.

La séquence lithologique commune présente de haut en bas :

- une alternance de grès et d’argile constituant la « série d’Ankaramenabe »,

- une couche d’argile verte dite « Argile de Mokara »,

- une série gréseuse appelée « Grès d’Amboloando »,

- une couche d’argile noire très épaisse appelée « Argile de base »,

- une série gréseuse de profondeur,



- des formations caractéristiques de la Sakamena.

Les quatre premières formations appartiennent à l’Isalo II, alors que la cinquième

est à l’Isalo I.

Au cours de la déposition du Trias, la zone de Tsimiroro a été dominée par les

faciès continentaux. Les sédiments Sakamena Inférieure et Trias moyen ont été déposés

dans des environnements fluviaux et lacustres. La source de l'apport de sédiments est

censée provenir du socle précambrien à l'Est qui a subi un soulèvement majeur du

Carbonifère au Permien Inférieur.

La Sakamena Moyenne, identifiée comme roche mère est composée d’argiles micacées et

limoneuses avec des restes de plantes. L'environnement de déposition est représenté par

une eau calme, une condition anoxique et est probablement représentative d'un

environnement lacustre ou lagunaire (Ferrand et al. 1979). La Sakamena Supérieure se

compose de grès silteux et d’argiles silteuses et est principalement d’une épaisse séquence

fluvio-deltaïque.

Les milieux sédimentaires du groupe Isalo II A sont encore dominés par des

sédimentations clastiques. L’argile de base (également décrite comme « argile ligniteuse »)

a une teneur organique relativement forte provenant des débris de plantes et d’arbres

déposés dans des milieux sédimentaires marécageux et lacustres. (Weinman, 2007).

Le Grès d’Amboloando qui recouvre l’argile de base a été déposé dans un

environnement non marin anastomosé. La nature fluviatile du sable du réservoir se traduit

par un schéma interne complexe de réservoir de bonne qualité, de paquets de sable séparés

par des sauts d’argile qui retardent la perméabilité (Weinman, 2007).

Les Grès d’Amboloando dont l’épaisseur moyenne est de 100 m constituent les

réservoirs. C’est un grès à ciment légèrement calcareux, de bonnes propriétés pétro-

physiques : porosité de 20 à 30 %, saturation de 60 à 70 % et perméabilité de 300 à 3 000

mD. On a l’habitude de considérer les grès d’Amboloando comme étant l’équivalent du

grès de Bemolanga au nord, ainsi que du grès d’Ambohitralika rencontré dans la structure

de Maroaboaly au sud.



L’Argile de Mokara repose au-dessus du grès Amboloando. Il y avait un

changement distinct de l'environnement de sédimentation du canal tressé de l'Amboloando

à un environnement plus calme de la plaine fluviatile de l’Argile de Mokara. La diminution

de l'apport de sable dans la poutre de ce dernier suggère que soit la source de sable était

plus distale ou que c'était une période plus sèche (Weinman, 2007). Le changement de

couleur dans cette couche est signalé par Weinman (2007) et est interprété comme

indicateur de l'alternance de périodes sèches et humides dans la région.

Le piège dont la fermeture devrait être assurée par les flancs du horst est détérioré

par le réseau de dykes. Etant postérieur à la migration de l’huile, les dykes ont fortement

affecté l’étanchéité de la couverture. Les fissurations qui en résultent, ont permis

l’échappement des fractions d’hydrocarbures légers.

III. Généralités sur la complétion

Dans le domaine de production de pétrole, la complétion d'un puits est l'ensemble

des opérations de finition du puits, qui doivent permettre sa mise en service optimale, que

ce soit en production ou en injection [1]. Le puits est équipé aussi bien au fond qu’à la

surface. Les équipements de fond servent à l’ascension de la production, tandis que les

équipements de surface à son contrôle et à la séparation des phases constitutives. Cette

phase de complétion a comme objectif d’obtenir la récupération maximale de pétrole de la

manière la plus économique et d’augmenter aussi la durée de vie du puits.

Il y a une grande diversité dans le type de complétion utilisée dans le monde entier.

Cependant, il y a des variations sur quelques modèles de base. Les plus courants critères de

classification des complétions incluent: [6]

l’interface entre le puits et le réservoir

- trou ouvert

- utilisation de crépine

- trou tubé, cimenté et perforé

la méthode de production

- éruption naturelle

- éruption artificielle

le nombre de chaînes de tubes

- aucun tube



- un seul tube

- plusieurs tubes

la localisation du puits

- sur la terre ferme

- sur la mer

les types de travaux effectués

- nouveau conditionnements

- recomplétion d’un puits existant

Depuis le premier puits de production de pétrole jusqu’à présent, la complétion n’a

pas arrêté d’évoluer :

Au niveau du conditionnement de la couche productive, la complétion à trou ouvert

fut la première méthode à être utilisée. Pour l’améliorer, une deuxième méthode fut

adoptée puisque la première présente une faille pour des réservoirs non compacts. D’où la

manière de les tuber et de les cimenter pour les empêcher de s’effondrer avant de les

perforer. Dans ces deux méthodes, si la production de sable ou d’autres problèmes

persistent, on peut utiliser un écran de crépine ou un empaquetage avec gravier.

Au niveau des tubes de production ou tubings, l’évolution est aussi remarquable,

puisqu’au début, les compagnies utilisent un seul tubing pour produire le pétrole dans une

seule couche de réservoir. Parfois, la production se fait tout de suite au niveau du casing.

Actuellement, on peut produire des fluides à différentes profondeurs avec un seul tubing ou

deux à trois tubings sur un seul puits.

De plus, avec l’amélioration des technologies, le forage des puits multiples est

rendu possible, et est effectué horizontalement et parfois sous la mer profonde. La

complétion est aussi possible pour ces types de puits dans n’importe quel endroit sur la

terre ferme ou sous les océans.



Chapitre 2. Technique de complétion d’un puits de

production de pétrole

Le mode de sélection de la technique de complétion de puits est important dans

l’ingénierie de production. Actuellement, il existe plusieurs types de réalisation de

complétion de puits qui ont leurs propres conditions d’applicabilité et leurs limites. Seul le

mode de réalisation le plus approprié est sélectionné selon le type et les propriétés du

réservoir de pétrole et de gaz. Le potentiel des intervalles de réservoir d'huile devrait être

entièrement analysé en appliquant le mode de réalisation raisonnable conformément aux

exigences du programme de développement des champs pétrolifères. Les critères de

conception de puits doivent tenir compte des paramètres de réservoir, des caractéristiques

du fluide à produire et du réservoir et enfin des contraintes de production.

I. Complétion des puits éruptifs

La complétion d’un puits en éruption naturelle (appelé puits éruptif) est

relativement simple du fait que le système réservoir-puits fonctionne sous la seule

impulsion de l’énergie naturelle propre du gisement. Les équipements installés ont

principalement pour but d’assurer la collecte des fluides de formation dans les meilleures

conditions de sécurité et d’économie d’énergie.

I.1. Forage de la couche productive

La zone productive peut être forée soit tout le long du réservoir soit seulement

jusqu’à une certaine profondeur. Tout dépend de l’existence d’un aquifère et de son

activité comme la figure 02 ci-après montre.

- les réservoirs qui ne contiennent pas d’aquifère sont traversés entièrement afin que

l’on puisse disposer de leur intégralité pour l’admission du pétrole dans le puits.

- les réservoirs à aquifère ne doivent pas être ouverts au-delà de la base de la zone

d’huile, afin d’éviter l’inondation précoce du puits par l’eau de l’aquifère.



Figure 02. Modalités de la traversée d’une couche productive

Source : Mr Rafaralahy

I.2. Tubage de la section de production

Le tubage de la section de production fait partie des équipements de

conditionnement d’un puits de production. La modalité de tuber la section de production

dépend des conditions concrètes. Le conditionnement du front de production débute dès la

traversée de la couche productive par forage.

I.2.1. Front de production non tubé

Dans cette technique de complétion, le tubage de production est posé et cimenté

jusqu'à une profondeur juste au-dessus de la zone d’intérêt (zone productive), laissant le

puits ouvert tout au long de la zone productive du réservoir. Ce type de complétion est

idéal dans le cas où la roche réservoir a une résistance mécanique appropriée et suffisante

pour empêcher l’effondrement des parois du réservoir.

I.2.1.1. Différentes techniques de complétion d’un trou non tubé

Plusieurs façons existent pour conditionner la couche productive. Dans certains cas,

le réservoir est laissé nu sans être tubé. Quelques manières de conditionnement de puits

non tubé devant le réservoir sont montrées dans la figure 03 ci-après.



Figure 03. Mode de complétion d’un trou non tubé [13]

Pour l’initial open hole, après avoir foré jusqu’au-dessus du toit du réservoir, la

section est tubée et cimentée. Dès que le coulis de ciment atteint la hauteur prédéterminée,

le forage du réservoir reprenne avec un diamètre plus petit.

Dans le composite well, la complétion du trou est également adaptée pour certains

réservoirs d'huile puissante. S’il existe un « gaz cap » au-dessus de la zone d’huile, ou un

aquifère en dessous, le tubage doit atteindre une certaine profondeur dans le réservoir

jusqu’à la frontière qui sépare les deux fluides (le pétrole et le gaz dans le premier cas,

l’huile et l’eau dans le second cas).

Pour le final open hole, le réservoir d'huile est foré directement jusqu’à la

profondeur prévue avec le même diamètre de trépan que ceux utilisés dans toute la section

de production. Au terme du forage, le tubage de production est descendu jusqu’au toit du

réservoir, ensuite cimenté. Dans certaines situations, le réservoir d'huile est rembourré avec

du sable au cours de la cimentation, afin d'éviter son endommagement par le coulis de

ciment. Mais dans des conditions normales, cette procédure n'est pas appliquée à cause de

son fonctionnement compliqué, de la longue durée de réalisation, des sérieux dommages

pouvant être engendrés sur la formation et du risque d’effondrement des parois.

I.2.1.2. Utilisation de crépine

La crépine est utilisée pour résoudre les problèmes liés au front de trou non-tubé et

d'étendre leur application à d'autres types de formation. Cette méthode peut être utilisée



dans une formation non consolidée où du sable est susceptible d'être produit. La formation

est prise en charge par une crépine ou un écran de sable (sand packed).

La complétion à usage de crépine est subdivisée en deux types de procédures :

- Dans la première procédure, après avoir percé le réservoir d'huile à l'aide du même

trépan utilisé lors du forage antérieur de la section de production, un tube perforé est

mis en place au niveau du réservoir. Ensuite, le puits est cimenté jusqu’au sabot du

tubage afin d’isoler l'espace annulaire au-dessus du toit du réservoir.

- Dans la deuxième procédure, après avoir foré jusqu’à la limite supérieure du réservoir,

le tubage de production est descendu et cimenté. Ensuite, le réservoir d'huile est foré

jusqu’à la profondeur prévue. Enfin, une crépine est positionnée devant le réservoir,

étant accrochée au sabot du tubage en place en utilisant un manchon d’accrochage.

La figure 04 ci-dessous montre le conditionnement par utilisation de crépine dans le

puits.

Figure 04. Conditionnement par utilisation de crépine [13]

I.2.2. Front de production tubé, cimenté et perforé

Pour des raisons techniques liées à la stabilité du trou, cette méthode est la plus

utilisée. Dans ce type de complétion, le tubage de production est descendu et cimenté au

niveau des zones productrices. Et pour rétablir la communication avec le réservoir, le

tubage-ciment est perforé adéquatement. Quelquefois, la perforation va au-delà des parois,



jusqu’à la roche réservoir. L’anneau de ciment autour du tubage isole chaque zone du

réservoir et permet de sélectionner la zone du réservoir à soumettre à la perforation, à

mettre en production et à stimuler.

La figure 05 ci-après montre le conditionnement par perforation.

Figure 05. Conditionnement par perforation [5]

Le tubage de la section de production revêt une importance vitale pour un puits de

production. Ses principaux rôles sont les suivants :

prévenir les éboulements des parois au niveau de certaines formations stériles

insuffisamment adhérentes. Si de tels accidents se produisent, l’intérieur du puits

peut être bouché, et l’ascension des fluides compromise,

protéger les fluides de la couche productive, de la contamination éventuelle par les

fluides en provenance de certaines formations stériles de la même section de

production.

Il existe trois modalités de revêtir le front de production : en tubant avec un liner et avec un

tieback. Ces revêtements du front de production doivent être perforés afin de remettre en

communication le réservoir et le puits.

La figure 06 ci-après montre les différents types de complétion par perforation.



Figure 06. Types de complétion par perforation [13]

Le revêtement avec le casing perforé consiste à forer la couche productive jusqu’à

une certaine profondeur en dessous du toit du réservoir, à tuber-cimenter toute la paroi

jusqu’au fond de trou et à perforer le tubage-ciment devant le réservoir jusqu’à pénétrer le

réservoir sur une certaine profondeur. L’objectif de la perforation est d’ouvrir des canaux

pour permettre à l’huile et au gaz de s’écouler dans le puits.

Le revêtement avec le liner perforé consiste d’abord à tuber et cimenter la section

de production jusqu’au niveau du toit de réservoir. Ensuite, la couche productive est forée

avec un trépan de diamètre plus petit que le trépan utilisé dans la section précédente. Une

fois que le trou a suffisamment pénétré dans le réservoir jusqu’à la profondeur prévue, il

est tubé, puis cimenté avant d’être perforé. Pour assurer la protection du réservoir, une

boue spéciale est utilisée pendant le forage.

Le revêtement avec le tieback perforé est conçu uniquement pour les puits de

pétrole et de gaz à moyenne ou basse pression. Mais actuellement, il est couramment

appliqué à des puits très profonds, à haute pression. Parfois, le dernier tubage installé est

utilisé comme tubage de production.



I.3. Equipements de fond

Ils visent essentiellement à isoler l’espace annulaire. Puisque les diamètres du

tubing et du tubage de production sont très différents, il existe entre eux un espace

annulaire que l’on doit fermer pour que le pétrole afflué dans le puits puisse être canalisé

dans le tubing. Accessoirement, l’espace annulaire tubage-tubing permet de réaliser les

diverses injections de mise en production et de contrôle du puits durant la production [7].

Pour fermer l’espace annulaire tubing-tube de production, on utilise des dispositifs

spéciaux appelés « packers ». Ce sont un ensemble de garnitures d’étanchéité que l’on peut

armer et désarmer à volonté, en fonction du besoin. Les packers sont descendus à l’aide du

train de tubing.

Suivant l’espace à fermer, on dispose de deux types de packer :

les packers circulaires qui réalisent la fermeture totale de l’intérieur du

tubage de production, en dessous de la zone des perforations à isoler. On les utilise seuls

pour exploiter un gisement situé au fond du puits. Dans ces situations, on les monte en

dessous du réservoir,

les packers annulaires qui réalisent la fermeture double de l’espace

annulaire, sur le tubing et sur le tubage. On les utilise pour fermer l’espace annulaire

tubing-tube de production au-dessus de la couche productive, lors de l’exploitation d’un

réservoir se trouvant à un niveau intermédiaire de la section de production. En dessous de

la couche productive on monte toujours un packer circulaire.

Dans certaines situations, le packer circulaire peut être remplacé par un bouchon en

ciment que l’on appelle « bouchon de production ».

Les diverses modalités de montage de packers sont montrées dans la figure 07 ci-

après.



Figure 07. Diverses modalités de packer

Source: Mr Rafaralahy

I.4. Complétion à la surface

La complétion d’un puits éruptif à la surface comprend deux équipements : la tête

d’éruption et le séparateur. Chaque puits productif d’un champ est muni de sa propre tête

d’éruption. Tandis que le séparateur fait partie d’une station de traitement qui peut

collecter toute ou une grande partie de la production du champ. Une station de ce genre

rassemble les productions en provenance de plusieurs puits.

II. Complétion des puits en éruption artificielle [6]

Lors de la récupération de pétrole, nous pouvons faire face à plusieurs problèmes

tels que l'insuffisance de pression de réservoir ou une viscosité très élevée de l’huile. Nous

devons alors trouver une solution pour fournir le manque d’énergie. Il existe plusieurs

solutions pour résoudre ce problème dont l'application de l'ascension artificielle tel que le

gazlift et le pompage.

L’éruption artificielle est utilisée pour assurer l’ascension du fluide lorsque la

pression dans le réservoir ne suffise pas pour l'écoulement naturel du fluide.

La principale différence entre l’éruption artificielle et l’éruption naturelle, du point

de vue de la complétion, concerne les équipements de fond. La complétion des puits en

éruption artificielle au fond est conçue pour assurer les deux principaux circuits requis par



le système de production considéré : le circuit d’injection du gaz comprimé et le circuit de

production du mélange bi-phasique pétrole-gaz. Alors que pour l’éruption naturelle, on ne

doit penser qu’à un seul circuit, le circuit de production.

II.1. Complétion des puits en gaslift

Dans un système gaslift, on injecte du gaz dans la chaîne de production. Le gaz est

pompé vers le bas de l'espace annulaire entre le tubage et le tubing. Le gaz injecté entre

dans le pétrole amassé dans le puits soit à l’extrémité inférieure du tubing (dont la

profondeur est adéquatement calculée), soit par une ou plusieurs soupapes d’admission.

Afin de réduire la pression nécessaire au démarrage du système au début de la mise en

éruption artificielle, on peut procéder par une descente progressive du tubing. Dans l’autre

alternative avec les soupapes, le puits est équipé d'un certain nombre de soupapes montées

à différentes profondeurs également calculées.

En général, il y a deux types de gaslift : le gaslift continu et le gaslift intermittent.

II.2. Complétion des puits en pompage

II.2.1. Pompage individuel avec tiges

Ce type d'ascension artificielle utilise une pompe volumétrique qui est montée à

l’extrémité du tubing ou près du fond du puits. Le piston de la pompe est relié à la surface

par une longue garniture de tiges appelée tiges de pompage (sucker rod) et actionné par un

système de balancier à la surface.

Le système de pompage individuel avec tiges comporte plusieurs dispositifs et

outillages que l’on peut diviser en équipements de fond et en équipements de surface. Ils

sont montrés sur la figure 08 ci-après.



Figure 08. Schéma des équipements de pompage individuel avec

tiges ou pompe Jack [5]

I.2.2.1. Equipements de fond

Ils se composent de trois éléments dont la pompe, le tubing et les tiges de pompage.

Pompe

La pompe assure deux principaux rôles :

aspirer le pétrole amassé au fond du puits, dans le tubage de production ;

introduire à l’intérieur du tubing et refouler le pétrole aspiré, vers la surface.



Tubing

Le tubing (tube de production) est l’élément qui est omniprésent dans presque tous

les systèmes de production de pétrole. Descendu à l’intérieur du tubage de production, il

sert de canal d’évacuation du pétrole vers la surface.

Dans les pompages avec tiges, le tubing prolonge la chemise de la pompe vers le

haut. A son extrémité supérieure, il est terminé par une garniture d’étanchéité (presse-

étoupe) et débouche sur un tuyau auquel fait suite la conduite de refoulement du pétrole

vers les équipements de séparation.

Tiges de pompage

Dans les pompages avec tiges, un train de tiges relie le piston de la pompe aux

équipements de surface. Elle sert à commander le piston. A l’extrémité supérieure, elle est

terminée par une tige polie qui coulisse dans le presse-étoupe servant à assurer l’étanchéité

du tubing. Durant le pompage, le train de tiges de pompage effectue des va-et-vient

verticaux, étant actionné par l’unité de pompage. De ce fait, il est soumis à diverses forces

statiques et dynamiques. C’est pourquoi, il doit faire l’objet d’un dimensionnement

adéquat pour présenter la résistance convenable.

I.2.2.2. Equipements de surface

Les équipements de pompage installés à la surface sont groupés sous l’appellation

commune d’ « unité de pompage ». Les principales parties d’une unité de pompage

individuel avec tiges sont le balancier, le pied de balancier et le système bielle-manivelle.

L’unité de pompage est actionnée par un système d’entraînement comprenant un

moteur électrique et une boîte de vitesse. En effet, le système de pompage nécessite

souvent des réglages adéquats pour ajuster les paramètres de fonctionnement au rythme de

production requis. Certains réglages sont effectués avec l’unité de pompage elle-même,

tandis que d’autres sont réalisés avec le système d’entraînement.

Balancier

C’est une barre métallique suffisamment robuste qui peut pivoter autour d’un axe

horizontal situé au sommet d’un chevalement (pied de balancier). L’axe de pivotage du

balancier se trouve à des distances inégales de ses deux extrémités. Il divise le balancier en

deux bras inégaux.



Le chevalement qui supporte le balancier s’appelle « pied de balancier ». Il sert à

élever le balancier jusqu’à la hauteur indispensable aux mouvements de pivotage.

Le bras le plus court du balancier s’appelle « tête de balancier » ou « tête de

cheval ». Il est terminé par une demi-lune à gorge dans laquelle passe le câble

d’accrochage du train de tiges de pompage. Le bras le plus long du balancier s’appelle

« queue de balancier ». Il s’articule avec le système bielle-manivelle et porte à son

extrémité un contrepoids d’équilibrage. La distance du point d’articulation de la queue de

balancier avec la manivelle, à partir de l’axe de pivotage, permet de régler la course du

piston de la pompe.

En basculant alternativement autour du pivot, le balancier imprime au train de tiges

de pompage, les mouvements verticaux de descente et de remontée qui sont nécessaires à

la commande du piston de la pompe. Le cycle de pompage est équivaut à une rotation

complète de la manivelle, donc à un aller-retour du balancier, respectivement du piston de

la pompe.

Système bielle-manivelle

C’est la machine qui transforme le mouvement de rotation du moteur du système au

mouvement de pivotage du balancier. Une boîte de vitesse est interposée entre le moteur et

le système considéré, en vue du choix de l’échelle de vitesse appropriée au fonctionnement

du système de pompage.

I.2.2. Pompage sans tige

Dans les pompages sans tige, la pompe descendue au fond du trou est actionnée

directement par un moteur se trouvant également au fond. Les pompes les plus utilisées

dans ce système sont les pompes centrifuges électriques, qui sont immergées dans le

pétrole.

Ce système a l’avantage d’être épargné des différents problèmes liés au train de

pompage (tiges, tubing).

En effet, les pompages avec tiges ou tubes sont souvent sujets à des ruptures du

train de pompage, sous l’action des charges mécaniques qui le sollicitent. Les accidents

sont d’autant plus fréquents que les puits sont plus profonds.



Chapitre 3. Projet d’injection de vapeur

Les pétroles dits « non conventionnels » existent dans la nature, parfois en

gisements techniquement exploitables. Les réserves mondiales sont chiffrées à quelques

1,2.1011 tonnes. Les principaux gisements se trouvent aux Etats Unis, au Venezuela, au

Canada, au Trinidad Tobago, en Roumanie et à Madagascar. En général, les gisements de

pétrole non conventionnels sont localisés à la périphérie des bassins pétrolifères, c’est la

raison pour laquelle ils se trouvent à des faibles profondeurs.

En effet, à quelque chose près, les gisements de pétroles non conventionnels

présentent une certaine similitude avec ceux de pétroles conventionnels épuisés, en

particulier du point de vue des fluides de formation et de la pression de gisement.

I. Méthode de récupération

La récupération pour un projet d’injection de fluides chauds est classée dans la

méthode de stimulation thermique qui s’applique aux gisements de pétrole de propriétés

physiques élevées : viscosité de 30 à 2 000 cP, densité de 0,90 à 1,10 kg/l (7,50 à 9,20

ppg). Les systèmes d’hydrocarbures de ces types ont une mobilité très faible, si bien qu’ils

ne puissent pas s’écouler de leur propre gré à travers le milieu souterrain.

Le principe de général est d’introduire de la chaleur, dans le réservoir en vue de

chauffer le milieu poreux. En procédant ainsi, on s’attend :

- à la diminution de la viscosité du pétrole,

- à la diminution de la tension interfacielle fluide-roche,

- à la dilatation thermique des fluides de formation,

- au passage à l’état liquide de certains dépôts solides.

Ces modifications des propriétés rendent les fluides de formation moins visqueux,

plus mobiles, plus aptes à s’écouler.



I.1. Récupération par injection de vapeur d’eau

L’injection de vapeur d’eau est une variante d’application de la stimulation

thermique par injection de fluide chaud. L’agent caloporteur est constitué par de la vapeur

portée à haute température. Deux principaux avantages sont fournis par la vapeur d’eau

comme agent caloporteur : la grande capacité d’emmagasinage de chaleur et la facilité

avec laquelle elle cède cette chaleur à la roche réservoir.

L’injection de vapeur d’eau peut être exécutée en deux variantes : l’injection

cyclique et l’injection continue.

I.1.1. Opportunité de l’injection de vapeur d’eau

L’opportunité d’application de la méthode d’injection de vapeur est dictée par une

série de facteurs naturels et technologiques : la profondeur du gisement, la viscosité du

pétrole, la puissance du réservoir, la qualité de la vapeur et le débit d’injection.

I.1.1.1. La profondeur du gisement

L’application de l’injection de vapeur est limitée aux gisements de faible

profondeur, jusqu’à 1 000 m, pour les raisons ci-dessous :

- la température y est faible et correspond à une viscosité élevée du pétrole,

- le trajet descensionnel est court et donne une perte de chaleur réduite dans le puits,

- la pression y est encore faible et nécessite une pression d’injection raisonnable.

I.1.1.2. La viscosité du pétrole

Dans les régions à gradient normal de température, la profondeur de 1 000 m

correspondrait à une température de gisement de 38 à 40 °C. A cette température, un

pétrole de densité 8 ppg aurait une viscosité 20 000 cP. En augmentant la température de

5°C, la viscosité pourrait diminuer jusqu’à 13 000 cP. Si on arrive à augmenter la

température jusqu’à 90 °C, la viscosité s’abaisserait à 500 cP, c’est-à-dire de 40 fois

moins.



I.1.1.3. La qualité de la vapeur

Parmi les agents thermiques fluides, la vapeur s’avère la plus avantageuse, par sa

grande capacité énergétique : une tonne de vapeur contient 4 fois plus de chaleur qu’une

tonne d’eau à la même température. D’autre part, la vapeur peut être portée à des

températures très élevées, supérieures à 250 °C.

I.1.1.4. Le débit d’injection

Le rendement de l’opération d’injection de vapeur est proportionnel au débit

d’injection, car à des grandes vitesses d’écoulement correspondent des pertes réduites de

chaleur. On recommande des flux de l’ordre de 15.106 kcal/m. Ce qui exige quelques 15

t/m de vapeur de qualité 80 % à la pression de 25 kg/cm2.

I.1.2. Variantes de l’injection de vapeur d’eau

I.1.2.1. L’injection cyclique

L’injection cyclique de vapeur se caractérise par deux principales caractéristiques :

o une unité de base formée d’un seul puits,

o un fonctionnement cyclique.

• L’unité de base

L’unité de base ou panneau comporte un seul puits qui sert à la fois pour

l’injection de vapeur et pour la production de d’huile. En fait, cette unité de base est la

zone d’influence du puits. On peut l’estimer théoriquement circulaire. Un bloc

géologique peut comporter un certain nombre d’unités de base, en fonction de son

étendue.

• Le fonctionnement

Le procédé se déroule en des cycles répétés qui comprennent chacun deux

périodes ou phases, quelquefois trois :

- une période d’injection de vapeur de 5 à 10 jours,

- une période de repos de 2 à 5 jours,

- une période de production de 3 à 6 mois.



Le cycle se répète après une certaine durée qui est fonction du degré d’inondation

du réservoir.

a) La phase d’injection

On injecte de la vapeur d’eau surchauffée dans le réservoir, à l’aide d’un puits.

L’objectif est celui de chauffer l’huile pour réduire sa viscosité, c’est-à-dire pour la

rendre apte à s’écouler convenablement. Mais en parallèle, la roche réservoir est

également chauffée.

b) La phase de fermeture

Si besoin est, on peut fermer le puits pendant quelques jours. L’objectif est de

laisser opérer les échanges thermiques dans le milieu souterrain entre la vapeur injectée,

la roche et les fluides de formation. En cédant son énergie, la vapeur se condense. En

recevant la chaleur, la roche et les fluides s’échauffent.

c) La phase de production

Lorsqu’on pense avoir chauffé suffisamment d’huile, on cesse l’injection de

vapeur et on ouvre le puits pour procéder à la production. La production se rapporte à

un mélange chaud d’huile fluidisée et d’eau résultant du refroidissement de la vapeur.

I.1.2.2. L’injection continue

Dans l’injection continue de vapeur, chaque unité de base comporte cinq puits, c’est

la raison pour laquelle le panneau qui en résulte s’appelle 5-spot, avec possibilité

d’adjonction de plusieurs panneaux en fonction de l’étendue du bloc géologique à

exploiter. Le panneau est carré ou rectangulaire, avec quatre puits périphériques et un autre

central. Un sixième puits peut être implanté tout près du puits central. Parmi les six puits :

- les quatre puits périphériques servent à l’injection de la vapeur, on les appelle « puits

d’injection »,

- le puits central sert à la production de l’huile, on l’appelle « puits de production » ou de

réaction,

- le sixième puits est appelé « puits d’observation ».



Remarque

1° En fonction de la disposition des puits d’injection et de réaction, la stimulation continue

peut être exécutée en deux variantes :

- injection dans les puits périphériques et production dans le puits central,

- injection dans le puits central et production dans les puits périphériques.

2° Dans une variante donnée, les fonctions des puits sont permanentes et ne sont pas

interverties, contrairement à ce que l’on rencontre dans l’injection cyclique.

A partir du moment où l’effet de l’injection-chauffage se fait sentir dans les puits de

production, les deux processus de chauffage et de production ont lieu simultanément. De

ce fait, on estime que le balayage est plus complet que dans la stimulation cyclique. En

plus, la production peut se faire de façon continue, contrairement à la précédente.

I.2. Production d’eau

L’injection de vapeur était la technique de récupération d’huile lourde la plus

répandue dans le monde au début des années 80. FAROUK (1979) précisait que 90 % des

produits pétroliers lourds mondiaux sont obtenus à partir de cette méthode. Environ 99

projets d’injections étaient répertoriés aux Etats Unis durant cette période, contre 41 au

Venezuela et 14 au Canada. [13]

L’utilisation de la technologie « d’injection de vapeur » nécessite une importante

quantité d’eau. En moyenne, il faut 10 barils d’eaux pour avoir 1 baril de pétrole extrait.

[11] Cependant la compagnie traite et réutilise l’eau de production après séparation avec

l’huile pour combler le manque, éviter les conflits avec les locaux et pour conserver

l’environnement.

Vu que la méthode lui-même injecte de l’eau sous forme de vapeur pendant

l’extraction, ceci doit être produit après avoir rendu l’hydrocarbure moins visqueux. De

plus, dès sa formation dans le réservoir, le pétrole se trouve déjà avec de l’eau. Il est donc

normal si une certaine quantité d’eau est produite avec du pétrole pendant le recueil des

fluides.



II. Gisement similaire à celui de Tsimiroro [13]

« Le champ pétrolifère de Duri est d’environ 18 km de long et 18 km de large. Il

est situé dans la Province de Riau, dans le Bassin de Sumatra du Sud sur la côte orientale

de Sumatra, en Indonésie. C’est le plus grand projet d’injection de vapeur du monde, avec

un facteur de récupération de 47 % environ (47% de la réserve en place est récupérée).

Le gisement de Duri fut découvert en 1941 avec un OOIP > 5,5 milliards de barils.

La première production était en 1958, avec un premier pic de production de 65 MBOPD en

1965. Suite à la baisse des débits de production en raison de la baisse de pression de

réservoir, le gisement de pétrole a commencé à utiliser la technologie d’injection de vapeur

à partir de 1985. Duri est considéré comme l'un des plus grands développements de

balayage à la vapeur dans le monde.

Un projet pilote d’injection de vapeur a été lancé dans le champ de pétrole

indonésien en 1975 afin d'améliorer sa production. Cette technologie est utilisée pour

améliorer la récupération du pétrole par injection de vapeur dans le réservoir d'huile. La

technologie a d'abord été appliquée sur le terrain en 1985. La technologie d’injection de

vapeur, en 2008, a amélioré la production de pétrole de Duri de plus de trois fois et a

permis la récupération de plus de 2 milliards de barils de pétrole brut.

II.1. Vue globale du projet de Duri

Le projet de Duri possède 1 400 panneaux avec environ 5 800 puits de production,

2 300 puits d’injection et 800 puits d’observation. En Juillet 2014, la performance de

production est de 141.2 MBOPD avec un taux d’injection de 672 MBSPD.

Les caractéristiques pétro-physiques de l’huile lourde de DURI, ainsi que quelques

renseignements concernant son réservoir sont résumés dans le tableau 01 ci-après.



Tableau 01. CARACTÉRISTIQUE PÉTRO-PHYSIQUE DE L’HUILE LOURDE DE DURI

Paramètre Duri Tsimiroro [13]

Densité 17 - 21 API (huile lourde) 13 – 20 API

Viscosité de l’huile à 100o F 330 CP 330 Cp

Porosité 30 - 35 % 20 – 30 %

Perméabilité 500 - 2000 Md 300 – 3000 Md

Profondeur de puits 400 - 700 Ft 30.48 – 42.672 ft

Épaisseur du réservoir 80 - 200 Ft 15.24 – 22.86 Ft

Méthode de récupération Injection de vapeur Injection de vapeur

Source: Chevron Pacific Indonesia

II.2. Extraction de l’huile

La figure 09 ci-après montre les circuits de production d’hydrocarbure dans le

gisement de DURI.

Figure 09. Circuit de l’eau, de l’huile, de vapeur




La compagnie Chevron exploite la réserve de Duri par la méthode d’injection de

vapeur à l’aide des réseaux de puits. La figure 09 ci-dessus montre les détails de chaque

étape à suivre pendant la production de l’huile lourde dans la Région de Duri. Comme tous

les projets d’injection continue de vapeur, le projet a deux types de puits qui constituent les

panneaux, à savoir les puits d’injection qui se trouvent au centre des panneaux et les puits

de production au tour de ce dernier. Dans un panneau, l’injection de vapeur se fait au

niveau du puits d’injection avant de produire un mélange d’eau et d’huile dans les puits de

production. Le fluide obtenu est traité pour séparer les deux fluides. Une partie de l’eau

issue de la séparation est traitée pour être réutilisée et l’autre partie est injectée dans le

sous-sol.

Figure 10. COMPLÉTION DE PUITS DE PRODUCTION DE DURI


On montre sur la figure 10 ci-dessus, les différentes complétions de puits de

production qu’on trouve dans le projet d’extraction de Duri. Comme on peut constater, il y

a trois types de complétion : le conditionnement de puits non tubé accompagné de

l’utilisation de Gravel Pack ; le conditionnement de puits tubé et perforé, utilisation de

Gravel ou du Frack pack.



Figure 11. COMPLETION DE PUITS D’INJECTION DE DURI


Tous les puits d’injection du projet de Duri sont tous tubés et perforés, comme le

figure 11 ci-dessus montre. Leurs perforations sont sélectives selon les zones d’huiles dans

le réservoir. Pour assurer le bon fonctionnement des vapeurs dans le réservoir, d’autre puits

sont divisés en deux sections à l’aide des packers. Le conditionnement de puits est comme

suit :

1- Puits équipé d’un seul tube de production pour assure l’injection de vapeur dans

le réservoir.

2- Puits équipé de deux tubes de productions qui assure l’injection de vapeur dans

deux sections de réservoir.

3- Puits équipé d’un seul tube de production qui assure l’injection dans la section

de réservoir inférieur, mais pour la section supérieure l’injection se fera dans la

partie annulaire.

4- Le puits équipé d’un seul tube de production qui assure l’injection dans deux

sections de réservoirs

5- Le puits est équipé de deux tubes de productions, la plus petite est enveloppée

dans l’autre qui a un diamètre supérieur. Celle qui est à l’intérieure assure

l’injection de la section inférieure tandis que l’autre assure celle de la section

supérieure.

6- Le puits n’est ni équipé d’un tube de production ni de packer, l’injection fera

tous dans le casing de production.



Conclusion partielle

Le pétrole se forme après enfouissement des restes fossilisés pendant des millions

d’années. Sous l’action de la pression et de la température, le pétrole dans la roche mère

crack et se migre à atteindre la surface du sol ou pour être stocké dans une roche poreuse

et perméable surmontée d’une roche imperméable. De ce fait, la production de pétrole se

fait d’habitude par forage, qui nécessite un conditionnement et une méthode spécifique en

fonction de la propriété du réservoir et du fluide à produire. Cette partie permet de faire

une brève introduction sur le contexte général de l’étude et de citer divers modes de

complétion qu’on peut rencontrer pendant un projet d’exploitation pétrolière. Elle a permis

également de voir la généralité sur un projet d’injection de vapeur car c’est la méthode à

utiliser pour la production de l’huile lourde de Tsimiroro dans les données seront analyser

à la partie suivante.

Deuxième Partie :

COMPILATION ET ANALYSE DE

DONNEES-CAS SFP TSIMIRORO



Partie 2. COMPILATION ET ANALYSE DE DONNÉES –

CAS SFP TSIMIRORO

La présente partie montre la structure des puits de production et d’injection dans le

projet pilote de Tsimiroro Elle présente également la performance de la production des

fluides et la modélisation à effectuer pour les données de production.

Chapitre 4. Structure de puits

Le Bloc 3104 de Tsimiroro a été tout d'abord foré pour la première fois en 1909, sur

la base des témoignages des autochtones, que des suintements d'hydrocarbures d'origine

naturelle existent dans la région. Du pétrole de 13 °API fut découvert à une profondeur de

40 – 300 m. Diverses compagnies de forage par plusieurs opérateurs dont l’Office des

Mines Nationales et des Industries Stratégique (OMNIS), Hunt ont ajouté 66 puits sur le

terrain, mais ont trouvé des difficultés quant à définir un développement commercial

d'hydrocarbures découverts à l'époque [14].

Depuis l'obtention du titre Minier d’Exploration du bloc 3104 conformément à

l'Article 2.2 de la CPP, MOSA est entré en vigueur le 17 août 2004. Elle a ensuite effectué

des travaux continus sur la zone et a foré 137 puits qui ont pénétré le réservoir, le grès [13].

Ces 137 puits sont composés de 54 puits d'évaluation entre 2004 et 2010, 42 autres sur la

période 2010-2014. A l’heure actuelle, le SFP de Tsimiroro possède 16 puits de production

et 9 puits d’injection qui sont équipés différemment en fonction de leur fonction. A noter

qu’aucune production de sable n'a été observée au cours des 18 premiers mois d'activité de

la SFP.



I. Complétion de puits de production

I.1. Forage de puits de production [14]

I.1.1. Méthodes

Les puits producteurs ont été forés en 8 1/2" à partir de la surface jusqu’au toit de

l’Amboloando (105 m ‐ 120 m). Ensuite, une autre section de 6 1/8" a été foré pour

traverser le réservoir jusqu’à l’Argile de Base (175 m ‐ 200 m).

Le première section était tubée en 71/4" et cimentée avec un ciment thermiquement

résistant (un ciment spécial haute température conçu pour l’injection de vapeur).

Une fois que la profondeur finale fut atteinte, une crépine (slotted liner) est placée

le long de la couche productive. Cette dernière a été ancrée au tubage antérieur de la

section précédente à l’aide d’un packer.

Le puits est maintenant prêt à recevoir les équipements de production tels que les

tubes de production et les pompes.

I.1.2. Matériels

Divers matériels sont utilisés pour forer un puits, par exemple le derrick, les trains

de sonde, etc. mais ici on va citer les matériels spécifique pour cette forage de MOSA.

Boue de forage

La première section du puits a été forée avec une boue bentonite classique à base

d’eau douce de haute viscosité destinée à nettoyer adéquatement le trou. Tandis que la

section du réservoir a été forée à l'aide d'une boue additionnée de KCl afin de protéger le

réservoir en inhibant l’hydratation des sédiments d’argile.

Trépan

Les trépans utilisés sont des outils à denture diamantée (PolyDiamond Cristallin :

PDC) afin de réaliser des vitesses de foration adéquates et de réduire la durée d’exposition

du réservoir au fluide de forage.



I.2. Complétion de puits

Après le forage du puits, il y à l’installation des matériels. Voici les différents

matériels nécessaires à la complétion du puits de production.

Tubage

- Les tubages de la première section sont constitués de tubes de caractéristiques

suivantes : diamètre de 7 1/4", acier K55, demi-joints et filetage Buttress.

- La crépine est de 5 1/2", dont les spécifications techniques sont les suivantes :

28R, 60m, 6”C, 2” SS.

- Le tube de production est de 2 7/8"

Cimentation

Le ciment thermique utilisé était un mélange du type Halliburton OilWell Service

composé 50 % ciment de classe C, 50 % de Pozmix, additionné de 2 % de bentonite.

Pompe et tiges de pompage

Ce sont des pompes adéquates à la récupération par injection cyclique de vapeur

dans laquelle l’injection et la production ont lieu dans le même puits. Elles sont adaptées à

la production de pétrole lourd dans un environnement thermique, acquisitionnées auprès de

Lufkin. Selon les normes API, ce sont des pompes B- 114-119-86.

Les tiges de pompage sont de diamètre 0 3/4".

Les pompes peuvent délivrer un débit de production de 150 barils/jour, en régime

de 4 à 5 cycles par minute (strokes per minute : SPM).

La figure 13 ci-après montre la structure et la complétion des puits du SFP de

Tsimiroro [13].



Figure 12. STRUCTURE DE PUITS DE PRODUCTION

Source : Madagascar oil



Le tableau 02 suivant montre les profondeurs finales de chaque puits de production ainsi

que la partie qui ne sera pas tubé mais couvert de crépine.

Tableau 02. COMPLÉTION DE TROU DES PUITS DE PRODUCTION

Complétion puits de production

Puits FTD Section de production Top of Liner

P - 1 168,5 105 - 168.5 92,25

P - 2 174 108-174 95,86

P - 3 176 113-176 101

P - 4 176 130 - 190 117,53

P - 5 169 110 - 169 94

P - 6 179,5 116-179,5 103

P - 7 184,5 124 - 184.5 112,26

P - 8 182,5 126-182,5 113,66

P - 9 174,5 128 - 174.5 100,22

P - 10 179 102-179 103,49

P - 11 182,5 114-182,5 113,8

P - 12 183,5 163 - 183.5 113,88

P - 13 178,5 114 - 178.5 96,57

P - 14 174 106 - 174 93,73

P - 15 181,8 118 - 182 105,83

P - 16 181,8 118 - 181,8 109,89

Source : Auteur 2016

II. Complétion de puits d’injection

Les puits d’injection ont été forés jusqu’à la profondeur finale (dans les argiles de

base). Le forage du trou est en moyenne de 7,1 heures / puits et le tubage cimentation avec

une moyenne de 8,3 heures par puits. [14]

Les 9 puits d'injection (ISF) ont été exécutés comme suit :

Forage de puits jusqu’à la profondeur final avec un trépan de 83/4"

Tubage de trou avec un tubage de 71/6"

Cimentation avec du ciment thermique résistante.

Perforation du tubage-ciment au niveau de la couche productive avec des sondes

Enerjet SPM 3.



Figure 13. STRUCTURE DE PUITS D’INJECTION

Source : Madagascar oil



La figure 13 précédente montre la structure de puits d’injection dans le projet de

Tsimiroro.

Le tableau 03 ci-après renseigne sur les détails des puits d’injection, concernant leur

complétion.

Tableau 03. DÉTAIL DE PERFORATION DE PUITS D’INJECTION

Puits Intervalle perforé (m)

FTD

(m)

I-1 115.5 - 152

357 161 - 173

I-2

114 - 139

223 147 - 153

159 - 172

I-3

114 - 139

246 147 - 153

159 - 172

I-4

111 - 133

216 142 - 150

159 - 177

I-5

125 - 149

208 158 - 163.5

172 - 187

I-6 138 - 155

405 164 - 187

I-7

111 - 135

222 144 - 167

175 -183

I-8 125 - 146

234 171 - 187

I-9 141 - 187 381




Chapitre 5. Historique et performance de

production

Pour extraire l’huile lourde de Tsimiroro, MOSA a opté pour le procédé d’injection

cyclique combinée avec l’injection continue de vapeur. Historiquement, la première

technologie de production thermique utilisée en Athabasca fut la méthode dite CSS (Cyclic

Steam Stimulation) ou « Huff and Puff ». Elle consiste à injecter via un puits, de la vapeur

au sein du réservoir pendant quelques semaines afin de chauffer et de fluidifier les bitumes.

Une fois l’injection de vapeur terminée, le même puits devient producteur et permet de

récupérer le mélange eau/hydrocarbures.

I. Historique de production

L'opération de la SFP de Tsimiroro a été lancée en avril 2013 dans le but d'étudier

la réponse du réservoir d’Amboloando aux méthodes de récupération thermique appliquées

et de trouver une base pour le taux de récupération d’huile et ce, en vue de trancher la

question de faisabilité du projet [13]. En 2012, le bloc géologique d’application a été divisé

de 9 panneaux de 5 puits de chaque [annexe 1], ainsi que d'autres puits utilitaires

supplémentaires tels que les sources d'eau, les puits de réinjection d’eau et les puits

d'observations qui ont été forés.

Au début, l’injection de vapeur se fait dans les puits d’injection centrale. Chaque

puits de production a été soumis à l’injection cyclique de vapeur en fonction de la

disponibilité de la vapeur.

Les puits d'injection continue de vapeur désignés ISF-1 à ISF-9 ont permis

d’injecter 300 BWEPD. Les puits de production désignés P-1 à P-16 ont été soumis à

plusieurs cycles CSS, impliquant généralement l’injection de 3 000 BWEPD de vapeur.

Les puits ont été soumis à ces injections cycliques jusqu'à ce que la production continue

soit rendue possible [13].

Lors de l'évaluation de la réponse de SFP, au début, il a été noté que le rendement

du débit d'injection de vapeur initiale par puits était beaucoup plus faible que prévu. Le

débit d'injection de vapeur fréquemment rencontré dans les puits ISF est inférieur à 100

BWEPD. Le taux d'injection de vapeur désiré est atteint finalement dans tous les puits de



SFP en augmentant les pressions d'injection en tête de puits au-dessus de 400 psi et dans

certains cas jusqu'à 550 psi [13]. Cela a été réalisé lentement au cours des semaines, en

surveillant et en assurant que la pression de fracture des formations ne soit pas dépassée.

II. Performance de production

II.1. Performance de la méthode utilisée

Le tableau 04 ci-dessous donne la quantité de vapeur injectée dans chaque puits de

production pendant l’injection cyclique de vapeur. Il présente également la quantité exacte

d’huile et de l’eau produite. La proportion cumulative de la production est de 1/3, c’est-à-

dire que pour 01 baril d’hydrocarbure produit, il y a 3 barils d’eau produite.

Tableau 04. TAUX D’INJECTION ET DE PRODUCTION DANS LES PUITS DE

PRODUCTION

Puits Vapeur

(BWE)

Huile

(BBLS)

Eau

(BBLS)

P-1 13 036 9 001 44 469

P-2 18 689 10 487 39 190

P-3 20 796 11 904 24 903

P-4 10 789 10 744 27 970

P-5 24 537 6 448 18 150

P-6 18 415 12 253 25 285

P-7 20 354 10 308 15 040

P-8 18 758 6 998 20 959

P-9 11 492 2 208 3 171

P-10 18 047 10 874 20 118

P-11 20 601 9 349 7 852

P-12 21 640 3 528 35 584

P-13 14 804 9 177 9 775

P-14 19 435 10 746 13 000

P-15 8 288 16 893 108 514

P-16 23 753 4 247 16 746

Source : Auteur, 2016



Les quantités de vapeur injectée dans chaque puits d’injection sont détaillées dans

le tableau 05 ci-après. La quantité de vapeur injectée n’est pas la mêmes pour chaque

puits dans le SFP.

Tableau 05. QUANTITÉ DE VAPEUR INJECTÉS DANS CHAQUE PUITS D’INJECTION

Puits Quantité

(BWE)

I -1 71 136

I-2 85 861

I-3 85 705

I-4 36 129

I-5 54 696

I-6 44 957

I-7 52 402

I-8 57 428

I-9 86 604


Les tableaux 04 et 05 montrent les quantités de vapeurs injectées et les débits de

production d’huile et d’eau dans chaque puits. Ainsi, du 1er Avril 2013 au 1er janvier

2015, Madagascar Oil a réalisé une production de 165 079 BBL de pétrole et de 495 252

BBL d’eau en injectant 858 352 BWE de vapeur. Ce qui donne un ratio cumulatif

huile/vapeur (ROS) de 5,2 barils de vapeur injectée par baril de pétrole produit. Cependant,

ce ratio huile/vapeur est une combinaison des performances réalisées dans l’injection

cyclique et dans l’injection continue de vapeur à la fois. Les volumes de vapeur injectée

ont toujours été plus élevés que la production brute de pétrole. En conséquence, la pression

du réservoir a toujours été égale ou supérieure à la pression initiale de 200 psi pendant la

première année d'exploitation de la SFP.

II.2. Performance de la méthode utilisée

La performance de la production d’huile dans le SFP est en moyenne de 24,38

BOPD. Le tableau 06 ci-après montre la production journalière moyenne de chaque puis de

production.



Tableau 06. MOYENNE DE PRODUCTION JOURNALIÈRE

Moyenne (BOPD)

P-1 20,08

P-2 23,96

P-3 26,20

P-4 31,87

P-5 17,42

P-6 26,99

P-7 23,58

P-8 18,46

P-9 29,68

P-10 26,37

P-11 24,26

P-12 12,11

P-13 33,58

P-14 27,44

P-15 36,55

P-16 11,58

Moyenne produite 24,38


L’extraction de l’huile lourde dans le réservoir d’Amboloando dépend en général

de l’efficacité de la pompe utilisée. Selon les normes API, les pompes utilisées à Tsimiroro

sont codées B-114-119-86 avec une course de 86’’ [13]. La signification de ce code est

comme suit :

B : Pompage par balancier (Beam balanced pumping type)

114 : Vitesse maximale disponible de l’unité de pompage (Rate of the Gear Reducer Peak)

119 : Poids de la tige polie (polished rod)

86 : Longueur de la tige polie

Pour calculer théoriquement la production de la pompe utilisée à Tsimiroro notée Pt, la

formule suivante est appliquée :



𝐏𝐭 = 𝐊 × 𝐒 × 𝐒𝐏𝐌

Avec :

K : constante de la pompe, égale à 0.466 (HFworkbook- Harbison – Fischer-warehouse).

S : longueur de la tige (S=86 pouces).

SPM : cycle de pompage (3,12 SPM).

D’où : 𝐏𝐭 = 0.466 x 86 x 3.12

Après calcul, la production de la pompe utilisée à Tsimiroro est de l’ordre de

125,0371 BPD.

Le niveau maximum de production journalière de la SFP est de 500 BOPD, c’est-à-

dire 31,25 BOPD pour chaque puits. Or, depuis le 1er avril 2013 jusqu’au 31 janvier 2015

le site n’a produit que 24,382 BOPD par puits. Mais on a constaté qu’après injection d’une

quantité considérable de vapeur, le réservoir a commencé à acquérir une maturité et la

production s’est améliorée.

III. L’eau dans le SFP de Tsimiroro

En général, dans une récupération d’huile lourde, il faut 10 barils d’eau pour

produire 01 baril d’huile (VSA 2014). Mais pour Tsimiroro, 4 barils d’eau suffisent pour

produire 01 baril d’huile lourde. Près de 70 % de cette quantité d’eau font l’objet de

recyclage [11]. Cette consommation en eau semble être tolérable comparée à celle

d’Alberta au Canada (1/14), des USA (1/10) et d’Oman (1/8) [15].

La technologie d’injection de vapeur a été optée par Madagascar Oil pour extraire

l’huile lourde de Tsimiroro. Ce procédé influent certainement sur les gestions des

ressources en eaux souterraines pour satisfaire la quantité nécessaire à la production de

vapeur.



III.1. Origine de l’eau utilisée pour la production de vapeur [2]

L’eau utilisée par MOSA pendant la production d’huile lourde provient de la

couche géologique profonde d’Isalo I située à plus de 337 m de profondeur. Cette couche

est constituée de grés blancs grossiers mal cimentés, souvent conglomératiques avec

stratifications entrecroisées, donc très perméable.

Les réservoirs d’huile du « Bloc Tsimiroro » sont localisés dans les formations de

Isalo II b (grès entrecroisés, rares argiles). En reportant le Bloc sur la carte des « Fleuves

et Rivières » de Madagascar, il apparaît que la zone se trouve dans le Bassin Supérieur de

la Manambolo avec une pluviométrie annuelle de 1 750 mm [2].

La nappe aquifère d’Isalo I

La coupe géologique sue la figure 14 ci-après montre la succession des couches

géologiques dans la zone de Tsimiroro. Elle met également en évidence les failles qui ont

provoqué la mise en place du système de horst.

Figure 14. COUPE GEOLOGIQUE DANS LE BLOC TSIMIRORO

Source: J.H. Rakotondrainibe, 2005

Cette figure permet de constater que:



- La zone où affleure une partie de la structure « Folakara » et une grande étendue «

d'Ankisatra », est une zone effondrée entre 2 failles,

- A l'ouest, la faille fait apparaître une grande épaisseur de l'Isalo I et permet de

constater que l'Isalo I est en contact avec Ankaramenabe, Mokara et Amboloando.

Ceci limite la capacité de production d'eau souterraine d'Ankaramenabe.

- à l'Est également, l'épaisseur importante d'Isalo I est prouvée et la faille met aussi

l'Isalo I en contact avec Amboloando.

Le pendage des couches est de 30° vers l'ouest selon la carte d'Henry Besairie. Ceci

permet de confirmer aussi que l'épaisseur de l'Isalo I est très grande sous l'Isalo II et de

maintenir l'hypothèse de H.Besairie selon laquelle cette épaisseur serait de plusieurs

milliers de mètres.

Cette conclusion concernant l'Isalo I est intéressante pour le contexte

hydrogéologique, car cette formation est l'aquifère principal avec une bonne perméabilité

(grès et sable). De ce fait, avec cette grande épaisseur, sa capacité de production est très

importante (la transmissivité T est égale au produit de la perméabilité par l’épaisseur), et

qu’elle se trouve sous des couches imperméables. L’Isalo I est une nappe captive car il y a

plusieurs couches aquifères séparées par des formations imperméables rendant captives la

nappe la plus profonde rencontrée vers 400 m (dans l’Isalo I) [2].

Le bassin versant où se trouve le bloc de Tsimiroro est situé dans la zone

hydrogéologique 50 [10]. Les nappes de l’Isalo ont les caractéristiques suivantes :

- Lithologie : sable, grés ;

- Type de porosité : poreux ;

- Type de nappe : libre, captif, peut être artésien ;

- Profondeur d’ouvrage : à partir de 50m jusqu’à très grande profondeur ;

- Épaisseur d’aquifère : importante ;

- Qualité de l’eau : douce ;

- Débit spécifique : 0.5L /sec/m.



III.1.1. Sens de l’écoulement souterraine

Les ressources en eaux utilisables sont constituées par les eaux de surface (les

rivières) et les eaux souterraines contenues dans l’Ankaramenabe et Isalo I appartenant à

un même système aquifère, formé par une nappe captive inférieure « Isalo I » et une nappe

libre supérieure « Ankaramenabe ».

Toutes les études hydrogéologiques du bassin sédimentaire Ouest de Madagascar

ont indiqué une direction générale Est Ouest de l’écoulement souterrain, mais dans la

région du Bloc Tsimiroro, cet écoulement a toutefois une direction nord-ouest sud-Est,

influencé par la direction d’écoulement de la Manambolomaty [10].

III.1.2. Réalimentation des nappes [14]

La réalimentation des nappes, aussi bien la nappe supérieure que la nappe profonde

s’effectue à l’Est et au Nord, verticalement par les infiltrations sur les affleurements des

formations très perméables de l’Isalo I et, à l’Est, horizontalement par les écoulements

souterrains venant des nappes d’altérations à porosité élevée (grande capacité

d’emmagasinement d’eaux), mais à faible perméabilité (grande potentialité d’assurer un

écoulement pérenne en étiage).

La rivière de Manambolomaty est issue de la nappe de l’Isalo I qui constitue le

réservoir principal des écoulements de ce Bassin Versant de la Manambolo Supérieure.

III.2. Cycle de l’eau dans le SFP de Tsimiroro

Pour prévenir l’insuffisance d’eau pendant l’extraction d’huile, Madagascar Oïl a

mis en place un plan de gestion des ressources en eaux. Ainsi l’eau utilisée pendant

l’extraction d’huile est réutilisée à 70 % de son quantité initiale.

L’eau utilisée pour l’extraction d’huile lourde provient de deux puits qui sont

WSW-05, avec un débit de 547,2 m3/j et WSW-11 pour 163,2 m3/j. Le total de débit est de

710,4 m3/j.



La figure 15 ci-après montre le circuit de l’eau pendant l’extraction de l’huile

lourde de Tsimiroro. Deux puits WSW-05 et WSW-11 assurent le besoin en eau de

l’extraction de l’huile lourde [13]. L’eau (eau brute) serait pompée depuis la nappe

aquifère de l’Isalo I à plus de 400 m de profondeur. Avant d’être stockée, cette dernière est

filtrée pour éliminer les débris de sédiments.

Cette eau brute est ensuite adoucie et déminéralisée puis stockée dans une citerne

d’eau déminéralisée. Le générateur de vapeur accueille l’eau déminéralisée, la transforme

en vapeur qui est par la suite envoyée dans le Manifold. Ceci répartit la vapeur dans les

puits d’injection ou de production.

Après l’injection de vapeur, un temps de pause est nécessaire pour que la vapeur

fasse effet au réservoir : diminution de la viscosité de l’huile et de la tension interfacielle

fluides-roche. La production se fait dans le puits de production où l’huile et l’eau sont

pompées en surface. La production de l’ensemble du réseau des puits passe dans le

Manifold. Ce dernier l’envoie soit pour être testée, soit dans les diverses installations de

séparation de l’huile de l’eau (Group Line Tester – Wash Tank – Slope Tanks).

L’eau issue de la séparation est traitée : environ 70 % servent à réalimenter le

circuit (recyclage) tandis que le reste de 30 % est réinjecté dans l’Isalo I. De son côté,

l’huile est utilisée pour assurer la production de l’énergie nécessaire au générateur de

vapeur pour 1/3 du volume, tandis que les 2/3 restants sont stockés dans des cuves

spéciales [13].



Figure 15. CYCLE DE PRODUCTION DANS LA SFP DE TSIMIRORO

Eau

Steam

Huile + eau

Huile




Chapitre 6. Présentation de la Modélisation

La modélisation se base sur les méthodes d’Arps et celle de Duong. Les modèles

traditionnels de déclin d’Arps n’estiment pas correctement la réserve ou la production future

dans les réservoirs de faible perméabilité (Duong, 2010), c’est la raison pour laquelle la

méthode de Duong est aussi utilisée dans cette analyse de données.

I. Paramètres à analyser

L’analyse de déclin naturel est dictée par des facteurs naturels tels que la roche et les

propriétés des fluides, ou la complétion des puits. Les avantages majeurs de cette analyse de

tendance de déclin sont de prédire la production à venir ainsi que les conditions de

fonctionnement qui pourrait influencer la performance. [3]

La production de l’huile lourde de Tsimiroro se fait par cycle (injection cyclique) où il

y a en premier temps l’injection de vapeur au niveau du puits d’injection puis une autre au

niveau du puits de production. Avant de produire, un temps de pause est nécessaire pour que

la vapeur fasse effet sur le réservoir. Quand la production en huile commence à diminuer, soit

une injection continue de vapeur se fait au niveau de puits d’injection, soit la production est

arrêtée et l’injection cyclique est à refaire. D’où, l’existence de diverses allures de production

dans un seul puits.

Quant au cycle de production à analyser pour les courbes de déclin, le choix est basé

par rapport au durée de production (ceux qui ont une période de production plus longue que

les autres) mais également par rapport au moment de production (quand le réservoir

commence à réagir à l’injection de vapeur).

II. Méthodes d’analyse du déroulement de la

production

II.1. Méthode de déclin d’Arps

L’analyse des courbes de déclin des historiques de données de production est un outil

essentiel dans l’ingénierie de réservoir. Elle permet d'estimer les réserves, d’évaluer la



performance des puits, d’améliorer l'efficacité de complétion de puits et de déterminer les

propriétés de réservoir.

En 1945, Arps mis au point les réalisations mathématiques pour trois types de

représentation graphique du déclin de production des réservoirs conventionnels. [4] Ces

équations empiriques définissent les types de déclin exponentiel, hyperbolique et harmonique.

Le concept de base de l’analyse de déclin est de faire un graphe de l’historique de production

avec comme échelle semi-logarithmique, puis d’ajouter une courbe de tendance par rapport à

ces points pour estimer la performance de production future.

II.1.1 Déclin exponentiel

Les étapes pour la construction des courbes de déclin exponentiel sont les suivants :

o Réalisation d’un graphe de débit de production (q) en fonction du temps

(t) à base d’une échelle semi logarithmique ;

o Dressage d’une courbe de tendance issue des points du graphe.

La figure 16 ci-dessous montre la présentation de la courbe de déclin exponentiel.

Figure 16. PRESENTATION DE LA COURBE DE DECLIN EXPONENTIEL


Les méthodes de calcul pour cette type de déclin sont de :

Chercher q1 et q2 de valeur respective t1 et t2, à l’aide de l’équation

obtenue par la courbe de tendance précédemment.

Calculer la valeur de m avec la formule ci-après ;

m = (LOG10 (q2)-LOG10 (q1)) / (t2-t1)



La valeur de exponentiel est obtenue par Di qui a pour formule Di= m*(-2.303)

Puis, on calcule qt et Np avec les formules suivantes :

q(t) = qi exp (-Dit)

t : temps (jour)

q : production par rapport au temps t (bbl)

qi : rapport de production initial (bbl)

Np ou Gp : production cumulée par rapport au temps t (bbl)

Di : déclin de production

m : pente

II.1.2 Déclin harmonique

Pour analyser le déclin harmonique, les étapes sont ci-après :

- Insérer les nuages de point débit de production Vs production cumulé

- Dresser une courbe de tendance issue de ces points pour obtenir une équation.

La figure 17 ci-dessous montre la présentation de la courbe de déclin harmonique.

Figure 17. PRESENTATION DE LA COURBE DE DECLIN HARMONIQUE


.4ip

i

q qG Eq

D



Les méthodes de calcul pour le type de déclin harmonique sont :

- premièrement, de chercher q1 et q2 à l’aide de l’équation obtenue par le graphe, de

valeur respective t1 et t2.

- puis de calculer m de formule m= (LOG10 (q2)-LOG10 (q1)) / (t2-t1)

- après Di est obtenue par Di= m*q1*-2.303

- enfin de calculer qt et Np par les formules suivantes :

t : temps (jour)





m : pente

II.1.3 Déclin hyperbolique

Ce sont les puits de faible productivité qui présentent un comportement de déclin

hyperbolique-harmonique (Clark, 2011). L’étape à suivre pour l’analyse de déclin

hyperbolique est comme suit: [4]

A partir des données de production, une feuille de calcul comportant une colonne de

production q vs production temps t est générée.

Après, une colonne de 1/q^b est créée

Enfin, on construit un nuage de points 1/q^b en fonction de t suivi de la courbe de

tendance des points.

( ) .2

1

i

i

qq t Eq

D t

ln( / ) .5ip i

i

qG q q Eq

D



La figure 18 ci-dessous montre la présentation de la courbe de déclin hyperbolique.

Figure 18. PRESENTATION DE LA COURBE DE DECLIN HYPERBOLIQUE


La méthode de calcul utilisé en déclin hyperbolique est :

- De chercher q1 et q2 à l’aide de l’équation obtenue par le graphe, de valeur respective

t1 et t2.

- Ensuite de calculer les paramètres qi, m, Di avec la formule suivante

- Puis qt et Np sont calculés avec les formules ci-dessous :

t : temps (jour)





m : pente

1/

( ) .31

in

i

qq t Eq

nD t

1 1

1 1.6

(1 )

ni

p n ni i

qG Eq

D n q q



II.2. Modèle de Duong [3] [8]

Plusieurs tentatives ont été faites pour résoudre le problème d’Arps de comportements.

Duong 2010 a proposé un modèle pour ajuster celle d’Arps. Il se base sur la détermination de

variable initiale a (constant d’interception), m (pentes de la droite de tendance), q1 (production

d’huile au temps 1), q∞ (production d’huile au temps infinie).

Duong (2011) énonce la procédure détaillée pour l'évaluation et la prévision de

production cumulée à l'aide de son modèle. Il s'agit de deux parcelles de diagnostics au moyen

des équations empiriques ci-dessous :

Un graphe à échelle logarithmique de la relation ci-dessus (q/Np vs t) donne une droite

de tendance avec une pente négative.

–m et a sont les deux des quatre paramètres inconnues dans la méthode d’analyse de

courbe de déclin de Duong. A noter, la pente est négative mais m est toujours positive.

La figure 19 ci-dessous montre la présentation des courbes de modèle de Duong.

Figure 19. PRESENTATION DES COURBES DU MODELE DE DUONG


Pour déterminer les deux autres paramètres q1 et q∞, une autre graphe (q Vs t (a,m))

est nécessaire. La formule qui entre en jeu est la suivante :



Si tous les quatre paramètres sont maintenant acquis, on peut calculer q(t) et Np (t) par

la formule suivante :

t : temps (jour)





m : pente


Pendant la phase pilote, les puits de production et les puits d’injection sont

conditionnés différemment, que ce soit au niveau du forage de la couche productive qu’au

niveau des équipements à utiliser. Pendant l’exploitation avec la méthode hybride d’injection

cyclique et d’injection continue de vapeur, une quantité énorme d’eau circule selon la

performance de la production. La partie qui suit présente la modélisation des données

obtenues pendant la phase pilote afin de proposer une autre technique de complétion.

Troisième Partie:

MODELISATION



Partie 3. MODÉLISATION

Cette partie est consacrée à la modélisation des données de production recueillies dans

le Projet Pilote de Tsimiroro. Ensuite un survol des études environnementales de l’eau de

production et une étude économique sont abordés.

Chapitre 7 : Présentation des résultats et

recommandation

I. Présentation des résultats

Les courbes de déclin dans le cas du projet d’injection de vapeur de Tsimiroro sont

influencées par la variation des paramètres pétro-physiques du réservoir, la complétion des

puits et les caractéristiques de la vapeur injectée (pression, température et quantité). On peut

constater que les déclins ne sont pas les mêmes que ce soit par panneaux ou pour chaque

puits.

I.1. Déclin exponentiel d’Arps

Le tableau 07 ci- après montre les résultats obtenus par les 16 puits de production et

leurs déclins de production respectifs.

Tableau 07. RÉSULTAT OBTENU PAR LA MÉTHODE DÉCLIN EXPONENTIEL D’ARPS

puits t1 t2 q1 q2 m Di q(t) Np

P-1 0 420 36,3310 3,4172 -0,0024 0,0056 9,57 4754,10

P-2 0 320 46,2627 4,2951 -0,0032 0,0074 16,60 3993,42

P-3 0 320 38,8202 4,6431 -0,0029 0,0066 15,74 3477,19

P-4 0 420 31,3899 25,4505 -0,0002 0,0005 27,68 7432,66

P-5 0 150 36,0634 0,7670 -0,0111 0,0257 7,93 1095,82

P-6 0 142 40,3383 18,3596 -0,0024 0,0055 18,36 3964,67

P-7 0 170 46,9491 0,4117 -0,0121 0,0279 5,19 1498,36

P-8 0 240 27,6594 21,5432 -0,0005 0,0010 25,42 2148,51

P-9 0 80 49,9631 1,0226 -0,0211 0,0486 11,07 799,98

P-10 0 240 60,4357 0,3724 -0,0092 0,0212 5,39 2595,56

P-11 0 200 32,5290 5,6347 -0,0038 0,0088 13,66 2152,65

P-12 0 200 26,2124 0,4310 -0,0089 0,0205 2,97 1131,38

P-13 0 200 46,8535 2,1577 -0,0067 0,0154 12,09 2258,36

P-14 0 240 52,0850 1,0280 -0,0071 0,0164 9,82 2583,78

P-15 0 600 36,5488 24,4765 -0,0003 0,0007 28,01 12772,47

P-16 0 120 20,0373 0,7536 -0,0119 0,0273 2,07 657,07




I.2. Déclin Harmonique d’Arps



Tableau 08. RÉSULTAT OBTENU PAR LA MÉTHODE DÉCLIN HARMONIQUE D’ARPS

puits t1 t2 q1 q2 m Di q(t) Np

P-1 0 6000 48,94 9,57 -1,18E-04 0,0133 11,78 5998,92

P-2 0 5000 56,03 13,70 -1,22E-04 0,0158 17,63 4999,10

P-3 0 4000 46,53 15,23 -1,21E-04 0,0130 16,81 3999,28

P-4 0 10000 31,43 27,34 -6,05E-06 0,0004 28,30 9998,20

P-5 0 1500 35,24 9,13 -3,91E-04 0,0317 12,27 1499,73

P-6 0 5000 42,95 15,80 -8,69E-05 0,0086 19,35 4999,10

P-7 0 2000 82,16 11,12 -4,34E-04 0,0822 10,97 1999,64

P-8 0 2000 27,86 12,52 -1,74E-04 0,0111 14,64 1999,64

P-9 0 1000 49,15 18,08 -4,34E-04 0,0492 19,47 999,82

P-10 0 3000 124,19 6,18 -4,34E-04 0,1242 8,19 2999,46

P-11 0 2500 32,75 15,47 -1,30E-04 0,0098 16,60 2499,55

P-12 0 1400 38,90 2,37 -8,69E-04 0,0778 4,21 1399,75

P-13 0 3000 55,04 9,10 -2,61E-04 0,0330 14,09 2999,46

P-14 0 3000 68,90 11,39 -2,61E-04 0,0413 13,21 2999,46

P-15 0 20000 38,18 25,59 -8,69E-06 0,0008 29,28 19996,40

P-16 0 800 43,84 1,79 -1,74E-03 0,1754 2,82 799,86


I.3. Déclin hyperbolique d’Arps





Tableau 09. RÉSULTAT OBTENU PAR LA MÉTHODE DÉCLIN HYPERBOLIQUE D’ARPS

t1 t2 q1 q2 qi m Di q(t) Np(t)

P-1 0 420 1,66E-01 4,18E-01 36,25 0,00106 0,0128 5,721 3412,70

P-2 0 320 1,45E-01 4,01E-01 47,89 0,00186 0,0257 6,234 2384,56

P-3 0 320 1,64E-01 3,88E-01 37,27 0,00165 0,0201 6,649 2141,00

P-4 0 420

P-5 0 150 1,79E-01 5,99E-01 31,24 0,00712 0,0796 2,788 550,66

P-6 0 142 1,76E-01 2,62E-01 32,14 0,00060 0,0068 14,612 3077,17

P-7 0 170 1,45E-01 7,06E-01 47,89 0,00710 0,0983 2,009 774,93

P-8 0 240 1,95E-01 4,35E-01 26,35 0,00296 0,0304 5,290 956,33

P-9 0 80 1,37E-01 5,61E-01 53,51 0,01368 0,2001 3,181 404,45

P-10 0 240 9,07E-02 8,11E-01 121,56 0,00632 0,1393 1,522 1550,38

P-11 0 200 1,84E-01 3,64E-01 29,44 0,00182 0,0197 7,535 1474,52

P-12 0 200 1,69E-01 9,29E-01 34,97 0,00717 0,0848 1,158 674,68

P-13 0 200 1,39E-01 4,79E-01 51,46 0,00386 0,0554 4,351 1316,81

P-14 0 240 1,33E-01 5,65E-01 56,45 0,00424 0,0636 3,131 1356,12

P-15 0 600

P-16 0 120 2,13E-01 8,25E-01 22,00 0,00737 0,0692 1,469 471,77


On constate dans ce tableau que deux puits dont PSF 4 et PSF 15 n’obéissent pas à la règle de

calcul du déclin hyperbolique.



I.4. Modèle de Duong



Tableau 10. RÉSULTAT OBTENU PAR LE MODÈLE DE DUONG

Puits t (jr) a m q1 (bbl) qinf (bbl) q(t) Np (t)

P-1 237 1,63 1,23 84,468 5,8653 16,16 8264,98

P-2 138 1,1464 1,119 67,27 0,473 19,47 4213,13

P-3 136 2,248 1,325 25,498 7,783 9,44 2819,29

P-4 252 0,7468

P-5 59 1,7163 1,38 37,352 9,8128 4,72 763,296

P-6 142 1,4303 1,135 39,499 0,887 25,02 4848,98

P-7 79 2,0103 1,411 58,042 0,6134 7,21 1706,57

P-8 81 1,6271 1,191 19,758 1,3652 13,31 1533,798

P-9 31 2,2743 1,431 30,076 0,3795 13,00 778,77

P-10 114 1,8689 1,368 72,639 2,3094 7,36 2565,47

P-11 99 2,4827 1,297 13,913 -4,4248 18,12 2828,24

P-12 106 1,8006 1,34 25,528 3,0536 3,33 956,018

P-13 88 1,492 1,233 49,687 3,707 12,59 2106,98

P-14 102 1,7519 1,283 30,54 26,507 7,41 1598,13

P-15 398 0,4014

P-16 83 1,8208 1,396 30,167 0,1242 2,82 739,76




II. Recommandations

Comme le déclin est un comportement naturel du réservoir, on ne peut rien y faire

pour le modifier tant qu’on effectue la récupération sous l’impulsion de l’énergie naturelle de

réservoir. Par contre, l’étude de déclin effectuée dans ce mémoire pourrait nous donner une

autre vision, qu’on peut quand-même apporter certaines modifications au niveau de la

complétion et/ou au niveau du positionnement de la pompe, ainsi qu’à l’étendue des périodes

de production, pour mieux ajuster le déclin.

Le design de puits de production que MOSA a utilisé a permis d’obtenir les déclins

exposés précédemment, dans la Partie II, chapitre 4. Pour améliorer la production, tout en se

basant sur la complétion de puits, quelques modifications sont suggérées ci-dessous.

II.1. Méthode de production

Les méthodes hybrides de production qui combinent l’injection cyclique avec

l’injection continue de vapeur fonctionnent très bien pendant la SFP, car l’historique de

production a permis de constater que la production s’est améliorée de jour au lendemain et

que le réservoir a commencé à être de plus en plus mature. Mais nous proposons l’application

de la méthode d’injection continue de vapeur. En effet, nous pensons que cette dernière

méthode peut s’avérer plus efficace que l’hybridation dans la mesure où elle n’oblige pas à

arrêter la production mais permet de produire en continu dans le puits de production et en

même temps d’injecter de façon continue de la vapeur dans les puits d’injection.

II.2. Conditionnement du front de production

Le conditionnement le plus idéal est de laisser le front de production nu, c’est-à-dire

sans la tuber. On sait que la roche réservoir qui est l’Amboloando a une résistance mécanique

suffisante pour empêcher l’effondrement des parois du réservoir. De même aucune production

de sable n’est constatée durant le SFP, alors cette technique sera parmi nos suppositions pour

améliorer la production. De plus, la complétion de trou ouvert est le plus simple et la moins

chère à exécuter.



La figure 20 ci-après montre le conditionnement du front de production proposé :

Figure 20. COUPE DE COMPLÉTION DE PUITS ET POSITIONNEMENT DE LA

POMPE


De deux, on a gardé l’utilisation de crépine au cas où dans certaine région, la

production de sable durant la production risque de causer des problèmes aux matériels de

complétion. Dans ce cas, le front de production ne serait pas tubé mais on pose tout

simplement un écran de crépine le long du réservoir.

Pour le forage du front de production, il est à noter que, le sabot de tubage de la

section précédente devrait être posé sur le toit de l’Amboloando. Et il faut exploiter au

maximum le réservoir d’Amboloando, c’est-à-dire la profondeur finale doit atteindre le toit de

l’argile de base.

II.3. Equipement de fond

II.3.1. Tubing

Ce matériel sert à la communication du fond de trou à l’équipement de surface. Dans

le cas présent, MOSA utilise un tube de 27/8’’ pour produire les deux fluides à savoir l’huile et

l’eau.

Dans le cas présent, pour atteindre l’objectif fixé dans notre projet, l’idée est d’utiliser

deux tubes qui vont produire les fluides. Le premier tube qui se trouve plus haut que l’autre,



produit uniquement de pétrole. Etant donné que le pétrole est plus léger que l’eau, il flottera

sur ce dernier. Quant au deuxième tube, il sera enfoncé plus loin que le premier et doit

produire seulement l’eau de production.

La figure 21 ci-dessous montre la proposition de complétion avec deux tubings

Figure 21. COUPE DE COMPLÉTION EN UTILISANT DEUX TUBINGS Source : Auteur, 2016

II.3.2. Pompe

Comme on a vu sur le design de puits que MOSA nous a proposé, la pompe se trouve

à une grande profondeur, et que c’est normal si la pompe produit beaucoup plus de l’eau que

d’huile. La figure 22 ci-après explique le scénario.



Figure 22. POSITION ACTUELLE DE LA POMPE AVEC LA PROGRESSION DES FLUIDES


Comme cette figure 22 montre, la partie haute de couleur rouge étant le pétrole et la

partie vert étant l’eau, la capacité de production de la pompe est limitée car elle est très

immergée dans la partie où il y a beaucoup plus d’eau que d’huile. C’est pourquoi notre

supposition est de redimensionner la pompe.



Figure 23. PROPOSITIONS DE COMPLÉTION DES PUITS Source : Auteur, 2016



Chapitre 8: Aperçu environnemental de l’eau de

production

Comme il est dit dans les chapitres précédents, l’exploitation pétrolière à Tsimiroro

aboutit à la production d’huile lourde et d’eau. Pourtant, l’huile est valorisée à des fins

énergétiques, tandis que l’eau soulève de l’inquiétude pour les citoyens quant à son utilisation

ou à son impact sur l’environnement. Ainsi une étude d’impact de ce fluide est réalisée dans

ce chapitre.

L’étude d’impact environnemental est un instrument privilégié institué par la loi et les

réglementations pour la planification du développement et pour la meilleure utilisation des

ressources du territoire, tout en prenant en compte l’ensemble des composants et facteurs

environnementaux tant biophysiques que sociaux susceptibles d’être affectés par le projet.

Elle considère les intérêts et les attentes de toutes les parties prenantes d’un projet en vue

d’éclairer les choix et les prises de décision futurs dans le but de promouvoir le

développement durable.

I. Les impacts de l’eau

Ce projet causera plusieurs impacts sur l’environnement tant sur la faune que sur la

flore. Il devrait donc être géré pour limiter les dégâts. Plusieurs facteurs dans divers travaux

dans le projet causeront ces impacts, mais on va focaliser nos études sur l’impact de l’eau de

production sur l’environnement, du fait que l’extraction de l’huile lourde nécessite beaucoup

d’eau pour fournir l’énergie nécessaire à son écoulement.



Tableau 11. IMPACTS NÉGATIFS DES EAUX UTILISÉES POUR L'EXTRACTION

Travaux Source d’impact Conséquences

Production de vapeur Prélèvement d’eau dans la nappe

souterraine d’Isalo I

- Perturbation du cycle de l’eau

- Réduction de la réserve d’eau de

la nappe exploitée

Production d’huile lourde Rejet d’eau de production dans la

nappe - Contamination de la nappe.


I. 1. Prélèvement d’eau pour l’extraction

MOSA utilise l’eau souterraine pour satisfaire ses besoins pendant la production

d’hydrocarbure. Pour être plus précis, c’est la nappe captive de l’Isalo I qui assure cette tâche.

Etant située à environ 400 m de profondeur, il est sûr que cette nappe n’est pas utilisée par la

population.

D’après nos analyses précédentes, 23 753 BBL d’eau ont été puisée dans l’Isalo I

pendant la phase pilote pour alimenter ses 25 puits et 16 746 BBL seulement sont prélevés en

surface. Cette quantité semble être tolérable comparée à la capacité potentielle de l’Isalo I qui

est de 3 837 191 BBL environ. On peut alors conclure que la nappe exploitée peut assurer les

besoins de MOSA pour l’exploitation qu’elle entreprend et que celle-ci ne porte pas préjudice

à l’environnement.

Notre documentation sur l’analyse d’un puits d’eau a montré que la nappe de l’Isalo I

n’est pas exploitée correctement mais superficiellement. Pour avoir encore plus d’eau, cette

formation devrait être forée en intégralité.

I.2. Rejet d’eau de production

Le traitement de la production brute commence par la séparation des deux fluides

(huile et eau) une fois remontée en surface. L’huile est ensuite stockée dans des cuves tandis

que l’eau subit un autre traitement pour être soit réutilisée dans la génération de vapeur (70 %

de volume) ou injectée dans le sous-sol à titre de rejet (30 %). C’est cette seconde fraction

qui constitue un problème.



I. Les mesures à entreprendre

Pour les mesures à entreprendre, on a déjà étudié dans le chapitre 7 précédent la

complétion de puits pour diminuer le volume de l’eau produite et séparer les deux fluides dès

son départ du fond des puits de production. Mais ici, on va se focaliser sur les complétions de

surface qui visent la séparation de l’huile de l’eau, suivie du traitement de cette dernière.

Dans les opérations de production, il est souvent nécessaire de traiter les eaux usées.

L’eau séparée de l’huile peut nuire à l’environnement si elle n’est pas bien contrôlée. Dans

tous les cas, l’eau produite ne peut pas être jetée à la surface parce qu’elle contient des

métaux lourds. La solution c’est de la réinjecter afin qu’elle ne pollue pas. Par ailleurs, le

souci d’économie passe par le recyclage d’une partie dans la production de vapeur, c’est-à-

dire dans la récupération de pétrole.

Dans tous les cas, il faut baisser, autant que possible, la teneur en hydrocarbures dans

l’eau de rejet. Ainsi, des équipements spécifiques sont nécessaires pour traiter l’eau usée de la

production, comme il est montré dans la figure 24 ci-dessous.

Figure 24. CYCLE DE TRAITEMENT D’EAU [18]

L’eau produite doit toujours subir une certaine forme de traitement primaire

indépendamment de sa future destination. Ce traitement comprend les équipements tels que

Skim Tank et Skim Vessel qui réalisent une séparation par gravité. Mais selon la nécessité, un



traitement secondaire peut s’avérer indispensable avant le recyclage ou la réinjection dans le

sous-sol.

L’importance des skimmers ne réside pas seulement dans le traitement de l’eau

résultant de la séparation, mais du fait qu’ils figurent parmi les appareils réputés performants

pour la séparation initiale en soi.

Ils peuvent être conçus en une configuration verticale ou horizontale, de même qu’ils

peuvent opérer sous pression ou ouverts à l’atmosphère. Ce sont des appareils devant être

adéquatement dimensionnés en fonction de la quantité et de la qualité des fluides à séparer.

On montre par cette figure 25 ci-dessous les deux types de skimmers qu’on peut

rencontrer.

Figure 25. SCHÉMAS DE SKIMERS VERTICAL ET HORIZONTAL [18]



Chapitre 9 : Etude économique

Les études de faisabilité économique consistent à déterminer et à mettre au point la

possibilité de réalisation et de concrétisation d’un projet. Les décisions d’investissement pour

les industries pétrolières revêtent une importance particulière. C’est donc essentiellement à

l’étude de faisabilité économique du projet que ce chapitre est consacré.

I. Emplois débiteurs du projet

La valeur des flux monétaires débiteurs du projet est fonction de son importance et des

infrastructures de production, ensuite des objectifs initialement visés et enfin du pourcentage

d’accomplissement des prévisions. Ces flux monétaires débiteurs sont représentés par les

capitaux initialement investis et les charges de fonctionnement.

I.1. Dépenses en capital (CAPEX)

Les dépenses en capital ou dépenses d'investissement se réfèrent aux immobilisations,

c'est-à-dire aux dépenses qui ont une valeur positive sur le long terme. Dans le cas de ce

projet, le capital est investi dans les achats des matériels et équipements, ainsi que les frais

d’installation des infrastructures.

I.2. Dépenses de fonctionnement (OPEX)

Les dépenses de fonctionnement sont en général les charges courantes pour

l’exploitation. Elles sont de deux types : l’OPEX fixe incluant les dépenses qui a une

conséquence directe sur la production (maintenance, salaire des personnels,…), et l’OPEX

variable incluant les achats des consommables (produits chimiques, électricité, carburants,

etc.).

II. Eléments d’évaluation de la rentabilité

Les facteurs qui déterminent l’efficience commerciale de l’huile lourde de Tsimiroro

se rapportent aux coûts du baril, à la production, aux revenus et à la répartition respective des

revenus entre la compagnie et l’Etat, celui-ci étant représenté par l’OMNIS.

https://fr.wikipedia.org/wiki/Immobilisation_%28comptabilit%C3%A9%29



II.1. Prix du baril de pétrole

Les prix mondiaux du pétrole sont soumis à des fluctuations et variations issues des

conditions du marché international et local. L’évaluation du prix de l’huile lourde de

Tsimiroro sera liée à des prix au marché mondial. Les prix du pétrole lourds ont

historiquement toujours été inférieurs à ceux du pétrole léger dont les références sont le West

Texas Intermediate (WTI) et le Brent. Cette différence négative pour l’huile lourde est due à

la valeur inférieure de ses produits dérivés obtenus lors du raffinage.

En plus de cette exigence de prix élevés et stables du pétrole, il est à noter que les

investissements nécessaires dans un projet d’extraction d’huile lourde par la méthode

thermique sont généralement plus élevés que ceux de son homologue conventionnel. Les

raisons sont la nécessité des équipements de production de vapeur, des aciers de haute qualité

pour les tubages des puits et les tuyauteries de surface, ainsi que d'isolation pour la prévention

des pertes de chaleur dans le circuit d’injection.

L’huile lourde de Tsimiroro possède un prix inférieur à celui du pétrole léger en raison

de l'absence de constituants hydrocarbonés de haute valeur et de sa viscosité élevée

(inférieure à 20 °API). C’est pourquoi son prix est évalué à 85 % de la référence Brent, selon

les fluctuations historiques et l’analyse des prix du brut lourd sur le marché international.

La valeur numéraire du pétrole correspond au prix du volume total (en bbl) de pétrole

produit annuellement. Le prix de référence est celui du Brent qui est de $45,32 le baril. Le

prix de l’huile lourde est déduit de ce dernier, étant évalué à 85 % de ce prix, c’est-à-dire

$38,58/bbl.

II.2. La quantité de production

La valeur numéraire du pétrole produit représente les flux monétaires créditeurs, par

contre elle symbolise essentiellement les recettes globales réalisées. En effet, le Contrat de

Partage de Production (CPP) établit le partage des revenus entre la compagnie et l’Etat.

Les coûts d'exploitation pour un projet thermique sont aussi plus élevés en raison de la

nécessité de produire de la vapeur en amont et un effectif du personnel d'exploitation requis

plus élevé. Le projet de développement de Tsimiroro subit les mêmes pressions de coût et se

déroule dans un pays où les infrastructures de transport sont au point mort. Tout cela joue au



détriment du produit Tsimiroro sur le marché intérieur et international et nuit à sa

compétitivité.

Dans le cas du projet de Tsimiroro, la figure 26 ci-dessous montre la répartition de la

production d’huile entre trois destinations.

Figure 26. RÉPARTITION DE L’HUILE PRODUIT


La première destination (1) qui est de 60 % est la mise en marche de l’opération, comme

combustible pour les générateurs de vapeur, le recouvrement du coût de traitement de

l’eau et les frais du personnel.

La seconde destination qui représente 36 % sert à la récupération des coûts

d’investissement durant le développement. Il est indiqué dans le CPP que ces coûts

récupérables ne doivent pas excéder le 90 % de la production net sans la part utilisée pour

la production.

La troisième et dernière destination qui est de 4 % sert à rembourser les différents taxes et

impôts liés à la production des hydrocarbures

Et ce n’est que le reste du 4% moins les coûts pour les différents taxes et impôts, qui sera le

profit pétrolier que l’Etat et la compagnie partagera. Car en vertu du CPP, la compagnie tirera

des bénéfices provenant des revenus après déduction des coûts de production et des

redevances payées à l’Etat.



III. Rentabilité de l’exploitation de Tsimiroro

Avec le prix actuel du Brent qui est de $45,32, le projet d’exploitation de l’huile

lourde n’est pas rentable. Puisque le seuil de rentabilité de ce projet est de $60 le prix du baril

(la référence Brent). En ce qui est du prix du Brent, ni l’Etat ni la compagnie ne pourrait

apporter de la modification car il est fixé par le contexte géopolitique mondial.

La rentabilité du projet Tsimiroro est influencée par les différents coûts très élevés.

Les coûts de développement pour l’achat des matériels comme le générateur de vapeur, les

tuyauteries, les matériaux spécifiques des puits, mais aussi les coûts d’exploitation de la

récupération thermique utilisée pour alimenter le générateur de vapeur, le traitement des eaux

usées et pour les frais du personnel.

Vu que l’investissement pendant le projet nécessite un énorme fond, et que le prix du

Brent est actuellement en baisse, le projet n’est pas rentable. Il faut donc augmenter la

production jusqu’ à sa rentabilité. En effet, la complétion adoptée actuellement permet de

produire environ 20 BPD par puits. Mais la complétion que nous avons proposée pourrait

augmenter la production jusqu’à 27 BPD par puits, niveau nécessaire pour satisfaire le critère

de rentabilité du projet étant donné le prix actuel de négociation du baril de pétrole sur le

marché.

De même, la diminution de la quantité d’eau produite pourrait être un important atout

pour le projet au bénéfice du coût de production par le biais de la réduction du volume à

traiter.

La simulation suivante concerne la production d’huile lourde de Tsimiroro

conformément aux clauses du CPP et en tenant compte du volume de production envisagé

pour la première phase d’exploitation.

III.1. Hypothèses de calcul

On détermine le montant des flux monétaires sur la base des hypothèses suivantes :

La quantité d’huile utilisée pour la production est de 60 % du volume produit au

départ. Mais elle diminuera par la suite, en fonction de l’évolution du volume de la

production.



Le taux de redevance est de 4 % du revenu de la production pour prix moyen du

Brent supérieur à US$ 34 le baril.

Le prix du baril de pétrole est de US$ 45,32 (prix du Brent le 07/05/2016).

Le prix de l’huile lourde est de 85 % du Brent.

Le coût récupérable ne doit pas excédé 90 %,

L’IDH est 20 % du profit pétrolier sans la part de l’Etat.

Le TVA sera calculée à partir du CAPEX et OPEX.

Le profit pétrolier de l’OMNIS est de 10 %.

III.2. Calcul économique

III.2.1. Dépenses en capital

Le coût investi pour l’achat et l’installation des matériels utilisés ainsi que les

infrastructures nécessaires pendant la phase 1a est d’environ US$ 268 299 995. Les détails de

ce coût sont récapitulés dans le tableau 12 suivant.

Tableau 12. COUT D’INVESTISSEMENT

Désignations nombre Montant (US$)

Forage de développement 460 160 300 000

Forage d'évaluation 30 7 400 000

Générateur de vapeur 15 33 199 995

Système de traitement d'eau 10 000 000

Acquisition de données 2 000 000

Autres coûts 3 300 000

Garantie bancaire 5 900 000

Entretien de la RN1 bis 26 400 000

Infrastructures portuaires 19 800 000

Total des investissements 268 299 995




III.2.2. Dépenses de fonctionnement

Les dépenses de fonctionnement ou coûts d’opération peuvent être classées en deux

types : il y a les OPEX fixes et les coûts variables OPEX variables. Ces derniers sont

essentiellement calculés en fonction de la production réalisée. D’après les calculs exposés

dans le tableau 13 ci-après, les OPEX fixes sont de US$ 879 100 000 tandis que les OPEX

variables sont de US$ 333 115 492.

Tableau 13. CHARGE D’EXPLOITATION D’HUILE LOURDE

Année OPEX

OPEX fixes OPEX variables

Produit

chimique

Electricité Carburants Route Coût total

Année 1 19 700 000 2 5 1 24 5 968 480

Année 2 36 600 000 2 2 0,30 16 14 202 676

Année 3 48 400 000 2 2 0,20 12 35 059 016

Année 4 48 400 000 2 1 0,20 8 30 353 112

Année 5 48 400 000 2 1 0,20 8 28 154 341

Année 6 48 400 000 2 1 0,20 8 24 818 293

Année 7 48 400 000 2 1 0,20 8 18 778 104

Année 8 48 400 000 2 1 0,20 8 14 249 233

Année 9 48 400 000 2 1 0,20 8 19 301 454

Année 10 48 400 000 2 1 0,20 8 23 333 268

Année 11 48 400 000 2 1 0,20 8 22 669 381

Année 12 48 400 000 2 1 0,20 8 20 045 584

Année 13 48 400 000 2 1 0,20 8 17 624 094

Année 14 48 400 000 2 1 0,20 8 15 380 071

Année 15 48 400 000 2 1 0,20 8 13 412 774

Année 16 48 400 000 2 1 0,20 8 11 555 634

Année 17 48 400 000 2 1 0,20 8 9 665 011

Année 18 48 400 000 2 1 0,20 8 6 593 033

Année 19 48 400 000 2 1 0,20 8 1 951 932

879 100 000 333 115 492




III.2.3. Chiffre d’affaires

La valeur du chiffre d’affaires annuel de l’exploitation est l’équivalent en numéraire

des résultats des activités de production d’huile lourde. La figure 27 ci-après résume le chiffre

d’affaires de production d’huile lourde.

Figure 27. CHIFFRE D’AFFAIRES UNITAIRE D’EXPLOITATION


Production nette

Utilisé pour la production

III.2.4. Compte d’exploitation

Les détails d’un compte d’exploitation (tableau 15) constituent des éléments importants

pour tous les calculs économiques et financiers en matière de détermination de la rentabilité d’un

projet d’investissement. Ils permettent de déduire les valeurs annuelles de la Marge Brute

d’Autofinancement qui sont des paramètres clés.



Tableau 14. COMPTE D’EXPLOITATION DE PRODUCTION D’HUILE

Année Production

annuelle (BBL)

Redevance

(BBL)

Récupération

de coût

(BBL)

Part

OMNIS

(BBL)

Part

Compagnie

(BBL)

IDH (BBL) TVA sur

CAPEX

(US$)

TVA sur OPEX (US$)

Année 1 186 515 7 461 67 145 - - - 27 058 680 2 566 848

Année 2 699 639 27 986 358 915 1 189 10 704 2 141 25 751 710 5 080 268

Année 3 2 164 137 86 565 1 285 497 5 627 50 641 10 128 25 074 280 8 345 902

Année 4 2 710 099 108 404 1 926 881 10 569 95 124 19 025 362 700 7 875 311

Année 5 2 513 780 100 551 1 809 922 10 055 90 496 18 099 7 655 434

Année 6 2 215 919 88 637 1 575 518 8 642 77 779 15 556 7 321 829

Année 7 1 676 616 67 065 1 146 806 6 036 54 322 10 864 6 717 810

Année 8 1 272 253 50 890 687 017 2 545 22 901 4 580 6 264 923

Année 9 1 723 344 68 934 915 096 3 274 29 469 5 894 6 770 145

Année 10 2 083 328 83 333 1 312 496 6 250 56 250 11 250 7 173 327

Année 11 2 024 052 80 962 1 348 019 6 882 61 936 12 387 7 106 938

Année 12 1 789 784 71 591 1 159 780 5 727 51 546 10 309 6 844 558

Année 13 1 573 580 62 943 963 031 4 406 39 654 7 931 6 602 409

Année 14 1 373 221 54 929 778 616 3 158 28 426 5 685 6 378 007

Année 15 1 197 569 47 903 614 353 2 036 18 323 3 665 6 181 277

Année 16 1 031 753 41 270 464 289 1 032 9 286 1 857 5 995 563

Année 17 862 947 34 518 318 428 86 777 155 5 806 501

Année 18 588 664 23 547 176 599 0 0 0 5 499 303

Année 19 174 280 6 971 59 255 0 0 0 5 035 193

27 861 480 1 114 459 16 967 662 77 515 697 634 139 527 BBL 78 247 370 121 221 549


D’après les résultats précédents, l’Etat Malagasy sera bénéficiaire direct d’un TVA de

US$ 199 468 919, d’un IDH de 139 527 BBL en hydrocarbures et d’un profit pétrolier de

77 515 BBL. Ces chiffres sont obtenus en 19 ans d’exploitation. Par contre, la compagnie

recevra une ristourne de 697 634 BBL d’huile lourde pour compenser ces fonds

d’investissement.

On remarque également que dans cette phase, le capital investi n’est pas encore

remboursé. Cela est dû au coût de matériels et d’installation très cher. Ainsi s’explique notre

objectif d’améliorer la production d’huile pour que la période de remboursement des capitaux

se fera de la manière la plus courte possible et que les deux parties puissent tirer profit du

projet.




En résumé, la modélisation des données de production a permis de savoir qu’une

modification au niveau de la complétion des puits est nécessaire afin d’améliorer le volume de

la production d’huile. Les modifications effectives se rapportent plus précisément à

l’utilisation de deux tubes de production et au redimensionnement de la pompe.

D’autre part, il est clair qu’au fur et à mesure que l’exploitation avance, une quantité

de plus en plus grande d’eau sera nécessaire. D’où la nécessité d’une brève étude

environnementale.

Enfin, puisqu’un projet pétrolier nécessite toujours un énorme investissement qui sera

remboursée une fois que la production commence, cet investissement doit être réparti durant

toute la vie du projet.



CONCLUSION GENERALE

L’exploitation de l’huile lourde de Tsimiroro peut être un remède à l’insuffisance

d’énergie qui pèse sur Madagascar. Elle constituerait également un levier pour le

développement du pays, en faisant toute la population Malagasy jouir des biens et ressources

du territoire.

La présente étude consiste à établir le lien entre les techniques actuelles utilisées par

MOSA et la quantité des fluides produits. Elle comprend la modélisation des courbes de

déclin de production et la recommandation pour l’amélioration des techniques de production.

Etant donné les difficultés de leur réalisation sur terrain, l’étude est limitée à la proposition de

techniques plus performantes tant sur le plan de la protection de l’environnement que pour

l’amélioration des revenus.

Etant donné que MOSA a acquis son permis d’exploitation pour la phase 1a, elle va

augmenter ses activités de production d’huile lourde. C’est pourquoi l’étude

environnementale est entreprise, ayant montré que la quantité d’eau dans la formation Isalo I

est suffisante. Il est toutefois indispensable que l’eau produite pendant cette phase soit traitée

adéquatement avant d’être réinjectée dans le sous-sol.

Cette phase engendrera certaines immobilisations qui nécessitent un fond de US$ 268

299 995 USD, pour l’achat des matériels et la réalisation des forages de développement. Les

coûts de production (US$ 879 100 000 d’OPEX fixes et US$ 333 115 492 d’OPEX variables)

s’y ajoutent. Les calculs montrent que durant les 19 années de la phase 1a, la compagnie

restera déficitaire car ses investissements ne seront pas totalement récupérés. Par contre, l’Etat

bénéficiera de la recette des taxes, des impôts et de ses 10 % de profit pétrolier.

Par ailleurs, il reste encore beaucoup à faire étant donné que la génération de vapeur

gaspille une part importante de la production (environ 30 %). Pour y remédier, il serait peut-

être opportun de penser à l’utilisation d’une autre forme d’énergie de substitution. En effet,

tout près de la Commune Rurale de Beravina (30 km à vol d’oiseau de Tsimiroro), on dispose

d’un cours d’eau que l’on pourrait éventuellement aménager pour la production d’électricité,

étant donné l’important dénivelé entre les pentes de Maromahia (où serait construit le barrage

de retenue) et le contre-bas de Beravina (où pourrait être installée la centrale). Bien entendu,

une étude de faisabilité appropriée devra être menée à cet effet.

BIBLIOGRAPHIE ET WEBOGRAPHIE

Bibliographie

Ouvrages généraux

[1] Johnsen J.H, oil and Gas from reservoir to refinery, Forlaget Vett & Viten, 2007

[2] Rakotondrainibe J.H., Synthèse de la géologie et de l’hydrogéologie de Madagascar.

2005.

Ouvrages spécifiques

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Gas Wells, Society of Petroleum Engineers 2013.

[4] Delaihdem D K., Decline curve analysis and enhanced shale oil recovery based on eagle

ford shale data, 28 Novembre 2013.

[5] Hossain M. E and ABDULAZIZ Abdullah Al-Majed, Well Completion, page 1 – 57, in

Fundamentals of Sustainable Drilling Engineering. John Wiley & Sons, Inc 2015.

[6] Renpu W, Well Completion Mode selection, chapitre 2 page 75 – 115, in Advanced Well

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[7] Rodvelt G, Vertical Well Construction and Hydraulic Fracturing for CBM Completions,

chapitre 6 page 101 – 135, in Coal Bed Methane, Elsevier Inc 2014.

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[8] Okouma V, Symmons D, Hosseinpour N.Z, Ilk D, and Blasingame T.A, Practical

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Petroleum Engineers 2012.

Communications

[9] Chevron Pacific Indonesia, Duri Steam Flood – the world largest steam flood project,

august Indonesia.

[10] Madagascar oil, Etude hydrogéologique préliminaire du bloc de Tsimiroro en vue de

l’élaboration d’un plan de gestion des ressources en eaux souterraines, juillet 2014.

[rapport non publie]

[11] SAVAIVO, Etude d’impact environnemental & social de la phase 1a, juin 2015.

[12] Secrétariat d’Etat aux Affaires Etrangères Chargé de la Coopération / France, Initiation

au calcul économique et à son utilisation pour le choix des Investissements, TERNIER

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[13] Madagascar oil, Block 3104 - Tsimiroro Development Plan, octobre 2014

[14] Madagascar oil SA, Well Design Evaluation, fevrier 2014

[15] IFP Energies Nouvelles, 2011 in L’eau dans la production de carburants » - Panorama

2011; www.ifpenergiesnouvelles.fr

http://www.ifpenergiesnouvelles.fr/

Loi juridiques

[14] Loi n° 90-033 du 21 décembre 1990 portant Charte de l'environnement, modifiée et

complétée par les lois n° 97-012 du 06 juin 1997 et n° 2004-015 du 19 août 2004.

[15] Loi N°096-018 du 04 Septembre 1996 portant CODE PETROLIER.

[16] Loi n°98-029 du 20 janvier 1999 portant Code de l’Eau (art. 14), (J.O n. 2557 E.S. du

27.01.99, p. 735).

Webographie

[17] http://oarelogin.research4life.org/uniquesiglocalhost:6001/uniquesig0/InternalSite

(consulté le 12 novembre 2015)

[18] http://www.ipims.eu/scorm/app/bk.asp?s=37406&j=37408&u=44633&w=lite#/

subtopic:1/subject:2 (consulté le 07 janvier 2016)

http://oarelogin.research4life.org/uniquesiglocalhost:6001/uniquesig0/InternalSite

http://www.ipims.eu/scorm/app/bk.asp?s=37406&j=37408&u=44633&w=lite#/

Annexes

Annexe 01. PANNEAUX DE LA SFP DE TSIMIRORO

Annexe 02. DIMENSION DE LA POMPE UTILISÉ PAR MOSA

Annexe 03. GRAPHES OBTENUS PENDANT L’ANALYSE DE DÉCLIN PAR LA METHODE D’ARPS

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Annexe 04. GRAPHES OBTENUS PENDANT L’ANALYSE DE DÉCLIN PAR LA MODÈLE DE DUONG

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16

TABLE DES MATIÈRES

Remerciements ..................................................................................................................... I

Sommaire ............................................................................................................................. II

Liste des tableaux .............................................................................................................. III

Liste des figures ................................................................................................................. IV

Liste des annexes ................................................................................................................. V

Liste des abréviations ........................................................................................................ VI

Introduction générale .......................................................................................................... 1

Partie 1.Revue de littérature et documentation ................................................................ 2

Chapitre 1.Contexte général ............................................................................................... 2

I. Système pétrolier ........................................................................................... 2

I.1. Pétrole conventionnel .............................................................................................. 3

I.2. Pétrole non-conventionnel ....................................................................................... 3

II. Zone d’étude ................................................................................................... 4

II.1. Localisation ............................................................................................................ 4

II.2. Géologie de la région ............................................................................................ 4

II.2.1. Structure .......................................................................................................... 4

II.2.2. Stratigraphie ................................................................................................... 5

III. Généralités sur la complétion ........................................................................ 7

Chapitre 2. Technique de complétion d’un puits de production de pétrole ................... 9

I. Complétion des puits éruptifs ....................................................................... 9

I.1. Forage de la couche productive ............................................................................... 9

I.2. Tubage de la section de production ....................................................................... 10

I.2.1. Front de production non tubé .......................................................................... 10

I.2.1.1. Différentes techniques de complétion d’un trou non tubé ....................... 10

I.2.1.2. Utilisation de crépine ............................................................................... 11

I.2.2. Front de production tubé, cimenté et perforé .................................................. 12

I.3. Equipements de fond ............................................................................................. 15

I.4. Complétion à la surface ......................................................................................... 16

II. Complétion des puits en éruption artificielle ............................................ 16

II.1. Complétion des puits en gaslift ............................................................................ 17

II.2. Complétion des puits en pompage ........................................................................ 17

II.2.1. Pompage individuel avec tiges ...................................................................... 17

I.2.2.1. Equipements de fond ............................................................................... 18

I.2.2.2. Equipements de surface .......................................................................... 19

I.2.2. Pompage sans tige ........................................................................................... 20

Chapitre 3. Projet d’injection de vapeur ......................................................................... 21

I. Méthode de récupération ............................................................................. 21

I.1. Récupération par injection de vapeur d’eau .......................................................... 22

I.1.1. Opportunité de l’injection de vapeur d’eau .................................................... 22

I.1.1.1. La profondeur du gisement ...................................................................... 22

I.1.1.2. La viscosité du pétrole ............................................................................. 22

I.1.1.3. La qualité de la vapeur ............................................................................. 23

I.1.1.4. Le débit d’injection .................................................................................. 23

I.1.2. Variantes de l’injection de vapeur d’eau ........................................................ 23

I.1.2.1. L’injection cyclique ................................................................................. 23

I.1.2.2. L’injection continue ................................................................................. 24

I.2. Production d’eau .................................................................................................... 25

II. Gisement similaire à celui de Tsimiroro ................................................... 26

II.1. Vue globale du projet de Duri .............................................................................. 26

II.2. Extraction de l’huile ............................................................................................. 27

Partie 2.Compilation et analyse de données – cas SFP Tsimiroro ................................. 31

Chapitre 4. Structure de puits .......................................................................................... 31

I. Complétion de puits de production ........................................................................... 32

I.1. Forage de puits de production ............................................................................... 32

I.1.1. Méthodes ......................................................................................................... 32

I.1.2. Matériels ......................................................................................................... 32

I.2. Complétion de puits ............................................................................................... 33

II. Complétion de puits d’injection ............................................................................... 35

Chapitre 5. Historique et performance de production ................................................... 38

I. Historique de production ............................................................................. 38

II. Performance de production ......................................................................... 39

II.1. Performance de la méthode utilisée ...................................................................... 39

II.2. Performance de la méthode utilisée ...................................................................... 40

III. L’eau dans le SFP de Tsimiroro ................................................................. 42

III.1. Origine de l’eau utilisée pour la production de vapeur ...................................... 43

III.1.1. Sens de l’écoulement souterraine ................................................................. 45

III.1.2. Réalimentation des nappes .......................................................................... 45

III.2. Cycle de l’eau dans le SFP de Tsimiroro ............................................................ 45

Chapitre 6. Présentation de la Modélisation ................................................................... 48

I. Paramètres à analyser .................................................................................. 48

II. Méthodes d’analyse du déroulement de la production ............................. 48

II.1. Méthode de déclin d’Arps .................................................................................... 48

II.1.1 Déclin exponentiel .......................................................................................... 49

II.1.2 Déclin harmonique ......................................................................................... 50

II.1.3 Déclin hyperbolique ....................................................................................... 51

II.2. Modèle de Duong ................................................................................................. 53

Partie 3. Modélisation ........................................................................................................ 55

Chapitre 7 : Présentation des résultats et recommandation .......................................... 55

I. Présentation des résultats ............................................................................ 55

I.1. Déclin exponentiel d’Arps ..................................................................................... 55

I.2. Déclin Harmonique d’Arps .................................................................................... 56

I.3. Déclin hyperbolique d’Arps .................................................................................. 56

I.4. Modèle de Duong................................................................................................... 58

II. Recommandations ........................................................................................ 59

II.1. Méthode de production ......................................................................................... 59

II.2. Conditionnement du front de production ............................................................. 59

II.3. Equipement de fond .............................................................................................. 60

II.3.1. Tubing ........................................................................................................... 60

II.3.2. Pompe ............................................................................................................ 61

Chapitre 8: Aperçu environnemental de l’eau de production ....................................... 64

I. Les impacts de l’eau ..................................................................................... 64

I. 1. Prélèvement d’eau pour l’extraction ..................................................................... 65

I.2. Rejet d’eau de production ...................................................................................... 65

II. Les mesures à entreprendre ........................................................................ 66

Chapitre 9 : Etude économique ........................................................................................ 68

I. Emplois débiteurs du projet ........................................................................ 68

I.1. Dépenses en capital (CAPEX) ............................................................................... 68

I.2. Dépenses de fonctionnement (OPEX) ................................................................... 68

II. Eléments d’évaluation de la rentabilité ...................................................... 68

II.1. Prix du baril de pétrole ......................................................................................... 69

II.2. La quantité de production ..................................................................................... 69

III. Rentabilité de l’exploitation de Tsimiroro ................................................. 71

III.1. Hypothèses de calcul ........................................................................................... 71

III.2. Calcul économique .............................................................................................. 72

III.2.1. Dépenses en capital ...................................................................................... 72

III.2.2. Dépenses de fonctionnement........................................................................ 73

III.2.3. Chiffre d’affaires .......................................................................................... 74

III.2.4. Compte d’exploitation .................................................................................. 74

Conclusion générale ........................................................................................................... 77

Bibliographie et webographie .......................................................................................... IX

Table des matières ................................................................................................... XXVIII

Titre «Relations entre les techniques de complétion et le volume de production

pour un projet d’extraction d’huile lourde par injection de vapeur »

Auteur : RATSIMBAZAFY Njara Mathieu

Adresse : lot II E 2 R bis B Ambatokaranana Antananarivo 101

Tél : : 033 14 304 44

E-mail : [email protected]

Encadreurs : Monsieur ANDRIAMPARANY Carl, Enseignant à l’ESPA

Monsieur RAFARALAHY, Maitre de conférences à l’ESPA

Résumé :

Madagascar possède une réserve de pétrole non-conventionnel dans la zone de Tsimiroro. La

technique d’injection de vapeur est pratiquée par Madagascar Oil S.A en utilisant deux types de puits :

un pour la production et un pour l’injection. Une amélioration est apportée sur la complétion du puits

de production. La technique consiste en un front de production à trou ouvert avec usage de crépine en

utilisant un seul tube de production et une pompe à piston. Une modélisation a été effectuée par

l’analyse du déclin de production impliquée par la complétion utilisée par Madagascar Oil S.A.

Des recommandations ont été proposées concernant le redimensionnement de la pompe et

l’utilisation de deux tubes de production pour améliorer le processus. Cette proposition tient déjà

compte de l’impact de l’eau sur l’environnement et vise également un recouvrement rapide des coûts.

La simulation de la première phase d’exploitation du gisement montre que l’eau de la nappe

d’Isalo I est suffisante pour la production. L’étude économique relative à la mise en place des

matériels de production nécessite l’investissement total de moins de US$300 000 000 pour produire un

peu plus de 25 000 000 BBL d’huile.

Mots clés : injection de vapeur, réservoir, complétion, puits, production, huile lourde, eau

Abstract:

Madagascar has reserves of unconventional oil in Tsimiroro field. Madagascar Oil S.A. is

being to apply the steam injection technique using two types of well: production wells and injection

wells. Some improvement has been adopted on the completion of production wells. Present

completion consists of production open hole using single production tubing and a piston pump.

Modeling was performed by the analysis of production decline obtained by means of Madagascar oil

SA completion.

We made recommendations to use a new pump size as like dual production tubing in order to

improve the process. This proposal already takes account of the environmental impact of produced

water and aims prompt recovery of costs.

The simulation of the first phase of operation of the deposit shows that IsaloI water source is

proper to satisfy the whole needs for production. The economic study relative to material requirements

gives that total investments are less than US$ 300 000 000 for more than 25 000 000 BBL of oil

production.

Keys words: steam injection, reservoir, completion, well, production, heavy oil, water

Nombre de pages : 77

Nombre de tableaux : 14

Nombre de figures : 27

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