Descente et cimentation du liner 4’’1/2...Auparavant, ces colonnes de tubage sont cimentées...

République Algérienne Démocratique et Populaire

Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA

FACULTE DES HYDROCARBURES DES ENERGIES RENOUVELABLES ET DES SCIENCES

DE LA TERRE ET L’UNIVERS

Département de forage et mécanique des chantiers pétrolier

Option : Forage

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

MASTER en forage pétrolier

Thème :

Descente et cimentation du liner 4’’1/2

dans le champ Hassi Messaoud

Réalisé par :

TEBIB Mahdi

NOUIS Fares

CHAITER Abdeslam

Devant le jury du : M. HELLAL Yazid Président

M. KHANTOUT Abdelkader Examinateur

M. FENAZI Bilal Promoteur

Année Universitaire : 2016-2017

Nous remercions, en premier lieu, notre encadreur

Monsieur

Le Docteur MELLAK Abderrahmane poursa disponibilité, son

sérieux et ses conseils judicieux.

Nous tenons par cette occasion à présenter nos vifs

remerciements à tous ceux qui ont collaboré de près ou de

loin à la réalisation de ce modeste travail.

Nous remercions tous les enseignants du département de

Forage, qui ont assurés notre formation durant tout le cycle

d’étude.

Nos remerciements vont également à toute l’équipe de ENTP

Hassi Messaoud surtout l’équipe de forage TP199.

.

Lakhdar & Sofiane

.

Nous remercions tout d’abord notre ALLAH qui nous a donné la force et la

puissance pour terminer ce modeste travail. Tous nos remerciements à notre

Encadreur Dr : Fenazi Bilel pour avoir accepté de suivre cette étude.

Nous n’oublierons pas de remercier nos

enseignants du département du Forage et MCP,

pour les efforts qu’il sont fournis durant

notre cursus afin de nous amener jusqu’au

bout de la formation.

Nous profitons de l’occasion pour

remercier tous ceux qui ont collaboré de

près ou de loin à la réalisation de ce mémoire.

Tebib Mahdi

Nouis fares

Chaiter Abdeslam

DÉDICACE

C’est avec grand plaisir que je dédie ce modeste travail :

A l’être le plus cher de ma vie, ma mère

A celui qui m’a fait de moi un homme, mon père.

Ames frères et sœurs : badis, hicham, rahim, iman

A tous mes amis de promotion de 2ème Année Master forage sur tout :

isemail, omar, mahdi, hamza, taiab, Fouzi, chawki, nabil, brahim,

walid, tarek, mohamed, hossam, khaled, moh, haroun, zino,

thabet…..

A toute personne qui occupe une place dans mon cœur.

et à tous les membres de ma famille et toute personne qui porte le nom

nouis aussi, je dédie ce travail à tous ceux qui ont participé à ma

réussite.

A mes amis : omar , khiari , abdo , masaad, djalal

A tous mes camarades de groupe 03

Nouis fares

DÉDICACE



A celui qui me fait de moi un homme, mon père.

A mes frères et sœurs : marwane , nadjibe , youcef , nadia , anghame

A tous mes amis de promotion de 2 eme année master forage sur tout :

isemail ,walid ,omar ,hamza ,moh ,Fouzi ,dia ,mohamed ,haroun

,zino ,raid,aimen ,thabet ,sifo ,fares,salamo…..

Atouts mes camarades de groupe 02

A toute personne qui occupe une place dans mon cœur (khaoula).

et à tous les membres de ma famille et toute personne qui porte le nom

TEBIB et MILOUDI aussi, je dédie ce travail à Á tous ceux qui ont

participé à ma réussite.

A mes amis : FOUFA, YAHIA, lakhdar , fateh ,khodire

TEBIB MAHDI

DÉDICACE



A celui qui m’a fait de moi un homme, mon père.

A mes frères et sœurs : Yassine, Asma, Sara, Hakim, Soundous

A tous mes amis de promotion de 2ème année Master forage sur tout :

mahdi, hamza, sifou, Fouzi, walid, moh, Fares, Islam, Ismail,

Ayoub,…

A toute personne qui occupe une place dans mon cœur.

Et à tous les membres de ma famille et toute personne qui porte le nom

Chaiter. aussi, je dédie ce travail à tous ceux qui ont participé à ma

réussite.

A mes amis : Soufiane, Moh Jr, Adel, Haider, Habib, seif,

faicel, Anter, Bilel, Kada, Imad, noureddine, Sidou, Rami…

A tous mes camarades de groupe 2

Chaiter Abdeslam

Sommaire

Sommaire

Introduction générale ………………………………………………………….. 1

Chapitre 1 : Généralités sur le champ Hassi Messaoud

Introduction …………………………………………………..…….………. 2

1. Cadre géologique………………………………………………………… 2

2. Description Géologique du champ de HMD………………………...…... 3

3. La colonne stratigraphique du champ Hassi Messaoud………………...... 8

Conclusion………………………………………………………………… 9

Chapitre 2 : Généralités sur le tubage, cimentation et le Liner

Introduction…………………………………………………………………. 10

1. Tubage …………………………………………………………………… 10

1.1. Définition …………………………………………………….……… 10

1.2. Rôle du tubage ……………………………………………………….. 10

1.3. Les différentes colonnes de tubage …………………………….…….. 10

1.4. Les contraintes sur les tubages ………………………………………. 11

1.4.1. Contraintes à l'écrasement ………………………………..…….. 11

1.4.2. Contraintes à l'éclatement ………………………………………. 11

1.4.3. Contraintes à la traction ………………………………………… 11

2. La cimentation …………………………………………………………… 11

2.1. Définition …………………………………………………………….. 11

2.2. Buts de la cimentation ……………………………………………….. 12

2.3. Différents types de cimentation …………….………………………... 12

2.3.1. Cimentation au Stinger …………………………………………. 12

2.3.2. Cimentation primaire ……………………………...……………. 13

2.3.3. Cimentation étagée ………………………………...…………… 13

2.3.4. Cimentation sous pression (squeeze ou ésquichage) …………… 13

Sommaire

2.3.5. Bouchons de ciment ……………………………..……………... 13

2.4. Les équipements de préparation et pompage de ciment .…………...... 14

2.4.1. Les unités de cimentation …………………………...………….. 14

2.4.2. Les lignes de cimentation …………………………...………….. 14

2.5. Ciments et laitiers …………………………………………..………... 15

2.5.1. Définition du ciment ………………………………...………….. 15

2.5.2. Les différents types de laitiers de ciments ………..…………….. 15

2.5.3. Les caractéristiques du laitier de ciment ……………………….. 15

2.6. L’eau de gâchage (fabrication) ………………………………………. 17

2.7. Additifs pour ciments pétroliers …………………….……………...... 17

3. Le Liner ……………………………………………………..…………… 19

3.1. Définition ………………………………………………..…………… 19

3.2. Avantages du liner …………………………………………………… 19

3.3. Inconvénients du liner ……………………………………………...... 19

3.4. Différents types de liner ……………………………………………... 20

3.4.1. Liner de forage …………………………………………………. 20

3.4.2. Liner de production …………………………………………….. 20

3.4.3. Stub Liners ……………………………………………………... 20

3.4.4. Scab Liners ……………………………………………………... 20

3.4.5. Tie-back liner …………………………………………………... 21

3.5. Les équipements constitutifs d’un liner conventionnel ……………… 22

3.5.1. Dispositif de suspension (liner hanger) ………………………… 23

3.5.2. Différents types du liner hanger ………………………………... 23

3.5.3. Le liner top packer et son principe de fonctionnement ………… 25

3.5.4. Polish Bore Receptacle (PBR) …………………………………. 25

3.5.5. Le joint rotatif (liner swivel) …………………………………… 26

3.5.6. Manchon de pose (setting sleeve ou setting collar) …………….. 26

3.5.7. Outil de pose: (setting tool) …………………………………….. 27

3.5.8. Principe de fonctionnement …………………………………….. 27

Sommaire

3.5.9. Système d’étanchéité …………………………………………… 28

3.5.10. Vanne à ouverture hydraulique (Pac valve) …………………... 29

3.5.11. La garniture de pose (setting string) …………………………... 30

3.5.12. L’anneau de retenue (landing collar) ………………………….. 30

3.5.13. Le sabot (set shoe) …………………………………………… 31

3.5.14. Bouchons de cimentation ……………………………………... 31

3.5.15. Tête de cimentation (cementing head) ……………………....... 33

3.6. Choix des composants du liner ……………………………………… 33

3.6.1. Conditions du puits ……………………………………………... 33

3.6.2. Composition du liner …………………………………………… 34

3.7. Réception et contrôle des équipements du liner sur chantier ……….. 36

3.7.1. Assemblage de l'outil de pose ………………………………….. 37

3.7.2. Opérations à effectuer avant descente de la colonne …………… 37

3.8. Procédé de cimentation d’un liner …………………………………… 38

3.8.1. Descente de la colonne perdue ………………………………… 39

3.8.2. Ancrage de la colonne perdue ………………………………….. 40

3.8.3. Dévissage de l'outil de pose …………………………………….. 41

3.8.4. Circulation de l’excès de ciment ……………………………….. 42

3.9. Incidents de la cimentation d’un liner ………………………………. 42

Conclusion ………………………………………………………………….. 44

Chapitre 3 : Etude de cas puits NBAT-1

Introduction…. …………………………………………………………... 45

1. Localisation du puits NBAT-1 …………………………………………... 45

2. Données générales sur le puits NBAT 1 ………………………………… 47

3. Données générales de l’appareil de forage……………………………….. 48

4. Les puits voisins …………………………………………………………. 50

5. Profil de puits…………………………………………………………….. 51

6. Description du Liner et sa mise en œuvre ……………………………….. 52

Sommaire

6.1. Instruction d‘habillage de la colonne ………………………………. 52

6.2. Instruction de descente TBG 4 ”1/2 ………………………………... 53

6.3. Consignes de l’ancrage et cimentation liner 4.5’’1/2……………….. 55

6.3.1. Ancrage …………………………………………………………. 55

6.3.2. Cimentation ….…………………………………………………. 56

6.3.3. Calcule de cimentation………………………………………….. 59

7. Incidents d’un liner qui existe dans le puits et le remède ……………….. 61

7.1. Incidents ……………………………………………………………... 61

7.2. Solution ………………………………………………………………. 61

Conclusion…………………………………………………………………... 64

Conclusion et recommandations…………………………………………….. 65

Liste des figures

Liste des figures

Figure Page Fig. 1.1. Situation géographique du champ de Hassi Messaoud 2 Fig. 1.2. Répartition des zones pétrolifères et gazifières 3 Fig. 1.3. Colonne stratigraphique du champ Hassi Messaoud 8 Fig. 2.1. Les différentes colonnes de tubage 11 Fig. 2.2. Tubage assemblés sur le rack 11 Fig. 2.3. Cimentation au Stinger 12 Fig. 2.4. Les équipements de Cimentation 14 Fig. 2.5. Liner de forage 21 Fig. 2.6. Stub liner 21 Fig. 2.7. Liner de production 21 Fig. 2.8. Scab liner 21 Fig. 2.9. Tie-back liner 21 Fig. 2.10. Composition d’un liner conventionnel 22 Fig. 2.11. Liner hanger mécanique 24 Fig. 2.12. Liner hanger hydraulique 24 Fig. 2.13. Liner Top Packer 26 Fig. 2.14. PBR 26 Fig. 2.15. Manchons de poses mécaniques 27 Fig. 2.16. Liner Swivel 27 Fig. 2.17. Setting tool mécanique 28 Fig. 2.18. Setting tool hydraulique 28 Fig. 2.19. Swab cups 29 Fig. 2.20. Cementing pack-off 29 Fig. 2.21. Pac Valve 29 Fig. 2.22. Landing collar pour bille 30 Fig. 2.23. Landing collar pour bouchons 30 Fig. 2.24. Sabot à double clapet anti-retour 31 Fig. 2.25. Float collar 31 Fig. 2.26. Ensemble wiper plugs et siège pour bille 32 Fig. 2.27. Tête de cémentation 33 Fig. 2.28. Flag sub (témoin) 33 Fig. 3.1. Plan de position du forage 46 Fig. 3.2. Position des puits voisins. 50 Fig. 3.3. Profil de puits 51 Fig. 3.4. Eléments d’habillage de la colonne 52

Fig. 3.5. Equipements de fond liner 4’’1/2. 54 Fig. 3.6. Liner Hanger 56 Fig. 3.7. Liner Packer 57 Fig. 3.8. Ancrage de liner 58 Fig. 3.9. Cimentation et ancrage de packer 58 Fig. 3.10. well bore chimatic 62 Fig. 3.11. Schéma d’abandon définitif du puits NBAT-1 64

Liste des tableaux

Liste des tableaux

Tableau Page Tab. 2.1. Les principaux équipements standards d’un Liner 36 Tab. 3.1. Données générales sur le puits NBAT 1. 47 Tab. 3.2. Données générales de l’appareil de forage. 48 Tab. 3.3. Fiche Stratigraphique du puits NBAT-1. 49 Tab. 3.4. Les coordonnées des puits voisins. 50 Tab. 3.5. Tableau des volumes unitaires. 60

INTRODUCTION

Introduction générale

1

Introduction Générale

En forage, la cimentation des colonnes de tubage est une étape très importante pour la

réalisation d'un puits de forage et sa longévité par l’isolation des couches à problèmes. La

réussite de cette opération est un facteur déterminant pour la qualité de l’ouvrage.

On adapte un type de cimentation, simple ou étagée, pour chaque phase. Selon sa

lithologie et sa géologie spéciale.

Auparavant, ces colonnes de tubage sont cimentées depuis le fond jusqu'à la surface. Mais

aujourd’hui, pour des raisons économiques et grâce aux progrès technologiques on tend à

utiliser des colonnes perdues (liners) qui n’arrivent pas au jour.

Ces liners apportent beaucoup d’avantages par rapport aux colonnes standards comme la

réduction des coûts, du temps de réalisation et la diminution du poids.

Le liner peut être utilisé pour couvrir une partie du découvert comme une colonne normale

pour permettre la poursuite du forage (liner de forage), ou couvrir le réservoir et le mettre

en production.

Les programmes techniques de forage, notamment ceux des puits profonds comportent de

plus en plus la pose des colonnes perdues « liners » au lieu des colonnes entières, dans la

gamme des dimensions allant de diamètre de 41/2".

Dans ce travail nous allons suivre la réalisation d’un programme de forage d’un puits

pétrolier, celui du puits NBAT#1 avec descente et cimentation d’un liner 4’’1/2, et en

parlant aussi de l’écrasement à l’intérieure d’un liner hanger et la solution de ce problème.

Apres avoir présente la géologie du puits a étudié HASSI MESSOUAD dans le premier

chapitre, en deuxième chapitre nous citons des généralités sur le tubage, cimentation et

liner et en troisième chapitre nous sommes intéresses tout d’abord à la présentation du

puits, en suite nous présenterons l’étude de cas et le problème qui a existé dans le puits.

CHAPITRE I

GENERALITES SUR LE CHAMP HASSI

MESSAOUD

Chapitre 1 Généralités sur le champ Hassi Messaoud

2

Introduction :

Le champ de Hassi Messaoud est considéré comme l'un des plus grands gisements dans le

monde. Il fait partie d'un ensemble de structures formant la partie Nord de la province

Triasique, et se situe à environ 850 km au Sud-Est d'Alger, à 280 km au Sud-Est du gisement

de gaz-condensat de Hassi R'Mel et à 350 km à l'Ouest de la frontière tunisienne. Il s’étend

sur superficie de 2500 km². [7]

Il a pour Coordonnées Lambert :

X = [790.000 - 840.000] Est.

Y = [110.000 - 150.000] Nord.

1. Cadre géologique :

Par rapport aux gisements, le champ de Hassi Messaoud est limité :

Au Nord-Ouest par les gisements d’Ouargla (Guellela, Ben Kahla et Haoud

Berkaoui) ;

Au Sud-Ouest par les gisements d'El Gassi, Zotti et El Agreb ;

au Sud-Est par les gisements Rhourde El Baguel et Mesdar. [7]

Fig. 1.1. Situation géographique du champ de Hassi Messaoud. [7]


3

2. Description Géologique du champ de HMD :

Mio-Pliocène : (e = 240 m)

Sable : Blanc, translucide, jaunâtre à rosâtre, fin, moyen à grossier, subanguleux à

subarrondi à endroits conglomératique. Présence de Silex ;

Calcaire : Blanc à blanc à beige, microcristallin, dur ;

Argile : Beige, jaunâtre, tendre à pâteuse, parfois sableuse.

Eocène : (e = 120 m)

Calcaire : Blanc, tendre à crayeux ;

Calcaire Dolomitique : Blanc à blanc beige, microcristallin, moyennement dur à dur ;

Sable : Blanc, translucide, moyen a grossier ;

Argile : Grise à grise verdâtre, brune, tendre à pâteuse.

Sénonien Carbonate : (e = 107 m)

Anhydrite : Blanche, massive, tendre à moyennement dure ;

Calcaire : Gris blanc, beige, microcristallin, tendre à moyennement dur ;

Dolomie : Blanche à blanc- beige, microcristalline, tendre à moyennement dure ;

Marne : Gris à gris clair, pâteux à tendre.

Sénonien Anhydritique : (e = 219 m)

Anhydrite : Blanche, pulvérulente, cristalline, moyennement dure à dure ;

Dolomie : Grise à gris clair, microcristalline, dure ;

Fig. 1.2. Répartition des zones pétrolifères et gazifières. [7]


4

Dolomie- Calcaire : Gris vert à gris clair, microcristallin, moyennement dur ;

Argile : Grise sombre à gris verdâtre, tendre ;

Marne : Gris verdâtre, tendre a indurée.

Sénonien Salifère : (e = 140 m)

Sel : Blanc, translucide, massif ;

Argile : Grise, parfois marron, tendre à indurée, légèrement carbonatée ;

Anhydrite : Blanche, pulvérulente, tendre ;

Dolomie : Grise à gris verdâtre, microcristalline, moyennement dure.

Turonien : (e = 70 à 120 m)

Calcaire : Blanc, gris blanc à blanc beige, cristallin, moyennement dur ;

Argile : Grise à gris- vert, indurée ;

Dolomie : Grise à gris-vert, microcristalline, moyennement dure.

Cénomanien : (e = 145 m)

Anhydrite : Blanche, pulvérulente, tendre à moyennement dure ;

Argile : Grise à brun rouge, tendre à indurée ;

Marne : Grise à gris verdâtre, tendre à pâteuse ;

Dolomie : Beige à grise beige, microcristalline, tendre à moyennement dur.

Albien : (e = 350 m)

Grès : Gris à gris blanc, gris clair à gris sombre parfois brun, fin à très fin, friable

parfois consolide, argileux ;

Argile : Grise à grise foncée, devenant brune rouge à grise verdâtre, tendre à indurée,

silteuse ;

Dolomie : Grise à grise claire parfois blanche à beige, microcristalline, tendre à

moyennement dure.

Barrémien : (e = 280 m)

Argile : Grise à grise verdâtre, parfois brune rouge, tendre à indurée, légèrement

dolomitique, silteuse ;

Grès : Brun rouge, fin à moyen, friable, argileux avec passage de sable blanc,

translucide, grossier ;

Dolomie : Blanc beige à gris- vert, microcristalline, moyennement dure.

Néocomien : (e = 180 m)

Argile : Grise à grise verdâtre, rarement brune rouge, tendre à indurée, légèrement

dolomitique ;

Dolomie : Blanc beige, microcristalline, indurée à moyennement dure ;


5

Grès : Gris-vert à brun rouge, blanc à gris blanc, fin à moyen, friable, silico-argileux à

argileux ;

Sable : Rares passées de sable, blanc à translucide, moyen à grossier.

Malm : (e = 225 m)

Dolomie : Grise claire à beige, grise verte, microcristalline, dure à moyennement

dure ;

Anhydrite : Blanche, pulvérulente, tendre à moyennement dure ;

Argile : Grise à grise verdâtre, parfois sombre et brune rouge, tendre à indurée,

silteuse, légèrement carbonatée ;

Dolomie : Gris à gris clair, microcristallin, moyennement dur à dur ;

Grès : Blanc à gris blanc, fin à moyen, friable siliceux à silico-argileux.

Dogger Argileux : (e = 105 m)

Argile : Grise à grise verdâtre et brune rouge, tendre à indurée, légèrement

carbonatée ;

Marne : Grise à gris verdâtre, tendre ;

Dolomie : Grise beige, microcristalline, moyennement dure ;

Grès : Gris blanc à brun, fin à très fin, friable, siliceux à silico-argileux.

Dogger Lagunaire : (e = 210 m)

Anhydrite : Blanche, pulvérulente, massive, dure ;

Argile : Grise verdâtre à grise sombre, rarement brune rouge, tendre à indurée,

silteuse, légèrement dolomitique ;

Dolomie : Grise à grise claire, parfois grise beige, microcristalline, moyennement dure

à dure ;

Marne : Gris verdâtre, tendre à moyennement dur ;

Calcaire : Gris à gris blanc, cristallin.

Lias Dolomitique (LD1) : (e = 65 m)

Anhydrite : Blanche, rarement grise blanche, pulvérulente, massive, moyennement

dure à dure, avec passage d’Argile : Grise à grise sombre, rarement brune rouge,

tendre à indurée.

Lias Salifère (LS1) : (e = 90 m)

Sel : Blanc à rosâtre, transparent, translucide, massif, dure ;

Anhydrite : Blanche, pulvérulente, massive, tendre à moyennement dure ;

Argile : Grise verdâtre, à grise sombre, rarement brune rouge, tendre à indurée,

silteuse par endroit ;


6

Dolomie : Grise à grise beige, microcristalline, moyennement dure à dure, argileuse.

Lias Dolomitique 2 (LD2) : (e = 55 m)

Anhydrite : Blanche, pulvérulente, massive, moyennement dure ;

Dolomie calcaire : grise blanche à grise claire, beige, tendre, moyennement dure ;

Argile : Grise à grise verte, tendre a indurée.

Lias Salifère 2 (LS2) : (e = 60 m)

Sel : Blanc, translucide, massif, dur ;

Argile : Grise, grise verte, parfois brune rouge tendre à indurée.

Lias Dolomitique 3 (LD3) : (e = 30 m)

Calcaire : Beige, tendre, moyennement dur ;

Argile : Grise, grise verte, tendre à indurée rarement brune rouge ;

Anhydrite : Blanche, pulvérulente parfois massive dure.

Trias Salifère 1 (TS1) : (e = 46 m)

Argile : Grise à grise sombre, brune rouge, tendre à indurée ;

Calcaire : Blanc à blanc beige, tendre à moyennement dur ;

Anhydrite : Blanche à blanche beige, amorphe, massif.


Anhydrite : Blanche à blanche beige, massive, dure ;

Sel : Blanc à rosâtre, massif, transparent, translucide ;

Argile : Grise à grise sombre parfois brune rouge, légèrement carbonatée, tendre à

indurée.


Sel : Blanc, transparent, translucide, parfois jaunâtre, massif, avec passage fine

d’Argile : Grise à grise claire, tendre.

Trias Argileux G10 : (e = 113 m)

Argile : Brune rouge, grise à grise verdâtre, parfois sombre, tendre à indurée, silteuse

parfois salifère avec passage de :

Sel : Blanc à translucide, cristallin parfois massif.

Trias Argilo Gréseux G35 : (e = 35 m)

Argile : Brune rouge, parfois marron, rarement verdâtre, silteuse, dure indurée ;

Grès : Gris blanc à gris verdâtre friable à ciment argileux.

Trias Argilo Gréseux G50 : (0 < e < 92 m)

Argile : Brune rouge, tendre à indurée silteuse ;

Silt : Gris beige, fin à très fin friable avec trace de grès translucide à blanc.


7

Ordovicien :

Quartzites de Hamra : (e = 12 à 75 m) Quartzite grès blanc a moyenne localement

grossière a fissures sub-horizontale, tracées de tigilites ;

Grès d’El Atchane : (e = 25 m) Grès beiges à grès sombre à ciment argileux

bitumineux productif sur ONj76 ;

Argiles d’El Gassi : (e = 50 m) Argiles schisteux glonconconieuses ou carbonates

vertes et noires à graplotithes ;

Zone des Alternances : (e = 20 m) Argiles indurées alternat avec des bancs quartzites

isométriques et des grès moyens à fin les tigilites sont abondantes les premiers mettes

de ce niveau sont constitués de grès qui constituant le réservoir de cette tranche.

Réservoir RI : (e = 50 m) Il est représenté par des grès quartzites isométriques

moyenne afin à cimenter argileux, avec de nombreuses passées silteuses, les tigilites y

sont abondantes 50 m, il repose sur Ra, supérieur par une surface de discontinuité

appelée PIC GO.

Cambrien « Ra » : (e = 20 à 60)

Grès : Blanc à translucide fin à moyen silico-quartzitique dur ;

Silt Stone : Gris à beige, fin à très fin moyennement dur ;

Cambrien « R2 » : (e = 100 m) il est constitué de grès quartzites et quartzites gréseuses à

passées micro-conglimétriques moyens à grossiers, parois inicasés à ciment argileux assez

abondant (Illite), on note des intercalations millimétriques de silt.

Cambrien « R3 » : (e = 300 m)

Repose sur l’Infra-cambrien, et parfois directement sur le socle granitique, c’est une

série de comblement, elle se compose de grés grossiers à micro-conglomérats feldspathique,

les grains sont mal classés, le ciment est de nature argileuse avec parfois des zones à grés

ferrugineux, et des intercalations d’argiles silteuses. Le “R3”ne présente aucun intérêt

pétrolier.

L'Infra-cambrien : (e = 45 m)

Unité lithologique la plus ancienne reconnue au Nord, il à une profondeur de 4092 m.

Il est composé de grés argileux de couleur rouge.

Le socle :

Rencontré aux environs de la profondeur de 4000m, il est constitué essentiellement de

granite porphyroïde de couleur rose à deux micas. [7]


8

3. La colonne stratigraphique du champ Hassi Messaoud :

Fig. 1.3. Colonne stratigraphique du champ hassi Messaoud. [7]


9

Conclusion : Le champ de Hassi-Messaoud de par sa superficie et ses réserves est considéré parmi les plus

grands gisements du monde avec une pression de gisement variant de 120 à 400 kgf/cm², une

température de l’ordre de 118°C à 123°C et une perméabilité très faible de 0 à 1darcy.

Après plus de 40 années de production et plus d’une centaine de puits forés, la

logique géologique de ce champ demeure énigmatique, c’est ainsi que certaines zones

produisent en déplétion et d’autres sont en récupération secondaire par injection de gaz et

d’eau.

CHAPITRE II

Généralités sur le tubage, cimentation et le Liner

Chapitre 2 Généralités sur le tubage, cimentation et le Liner

10

Introduction :

Une colonne perdue (liner) est une colonne de tubage utilisée pour couvrir le découvert

en-dessous d'un tubage existant ; sa hauteur s'étend depuis la cote de pose jusqu'à entrer d’une

certaine distance à l'intérieur de la colonne précédente.

La cimentation de cette colonne consiste à mettre en place un laitier de ciment dans tout ou

partie de l'espace annulaire entre le Liner et le trou foré. Cette opération assurera la liaison

entre le réservoir et le puits. [2]

1. Tubage :

1.1. Définition :

Le tubage d'un puits de forage est une opération qui consiste à descendre dans le puits une

colonne de tubes afin de protéger les parois de l'intervalle foré. Une fois la colonne dans le

puits, l'espace annulaire sera rempli de ciment pour maintenir en place les formations sujettes

à des éboulements.

L'opération de tubage et cimentation sont étroitement liés et se déroulent sans discontinuité.

En fonction de la coupe lithologique, le programme forage-tubage prévoit plusieurs colonnes

de tubage. [2]

1.2. Rôle du tubage :

Le tubage sert à empêcher les parois du puits de l’effondrement dans le but de continuer le

forage sans problèmes.

Le choix des tubages, aussi bien en ce qui concerne leur diamètre que leur résistance, est

conditionné par plusieurs facteurs, dont les principaux sont :

- la profondeur prévue ;

- les pressions attendues ;

- le type d'effluent attendu : huile ou gaz ;

- les risques de corrosion. [2]

1.3. Les différentes colonnes de tubage :

Les colonnes de tubage sont :

- tube guide ;

- colonne de surface ;

- colonne technique ;

- colonne de production ;

- colonne perdue (Liner). [2]


11

Fig 2.1. Les différentes colonnes de tubage [2] Fig 2.2. Tubage assemblés sur le rack [2]

1.4. Les contraintes sur les tubages :

1.4.1. Contraintes à l'écrasement :

Elles sont dues à la pression hydrostatique exercée par le fluide présent dans l'espace

annulaire tubage – trou, cette pression est contrebalancée par la pression régnant à l'intérieur

de la colonne. [2]

1.4.2. Contraintes à l'éclatement :

Elles ont pour origine la pression intérieure due aux fluides pouvant être produits par le puits

(eau, gaz ou huile) ainsi que leur pression. Cette pression intérieure est contrebalancée par la

pression hydrostatique du fluide présent dans l'espace annulaire tubage – trou. [2]

1.4.3. Contraintes à la traction :

Chaque tube descendu dans le puits subit une contrainte de traction due au poids de

l'ensemble des tubes situés au-dessous de lui.

On peut diminuer cette contrainte en faisant flotter la colonne (remplissage partiel à la

descente). [2]

2. La cimentation :

2.1. Définition :

Cimenter une colonne de tubage consiste à mettre en place un laitier de ciment dans tout ou

partie de l'espace annulaire entre le tubage et le trou foré. Ce laitier, après sa prise, assurera la

liaison entre le tubage et la formation. [1]


12

2.2. Buts de la cimentation :

fermer les couches à haute pression pour éliminer les risques d'éruption ;

isoler les différentes formations pour prévenir le contact des différents fluides ;

supporter la colonne de tubage ;

protéger le casing contre les fluides corrosifs ;

prévenir l’affaissement des parois du puits. [1]

2.3. Différents types de cimentation : [8]

2.3.1. Cimentation au stinger :

Pour réaliser la cimentation au stinger, on utilise un outil appelé Stinger vissé au bout d'une

garniture de tiges.

La cimentation au stinger est utilisée dans les colonnes de surface de grands diamètres.

Exemple : Colonne 185/8" dans un trou 24" ou 26", dans le but de :

réduire l’excès de ciment ;

éviter la contamination ;

réduire la durée de cimentation.

La profondeur du puits dépasse rarement 500 m. La colonne de tubage est munie d'un sabot

spécial pour recevoir le stinger.

La garniture de tiges est descendue à l'intérieur du tubage jusqu'au sabot. Le stinger est ancré

dans le sabot spécial.

On effectue ensuite les opérations suivantes :

- Circulation à l'intérieur des tiges. Le retour de boue se fait

normalement par l'espace annulaire Trou-Casing ;

- Injection d'un bouchon laveur à l'intérieur des tiges ;

- Pomper le volume de laitier à l'intérieur des tiges ;

- Lancer le bouchon de chasse à l'intérieur des tiges ;

- Chasser avec de la boue. [8]

Fig. 2.3. Cimentation au stinger. [8]


13

2.3.2. Cimentation primaire :

Les laitiers de ciment ainsi injectés s’écoulent à travers le sabot pour remonter ensuite dans

l’annulaire. L’anneau de retenue, comme son nom l’indique sert d’épaulement aux bouchons

racleurs inferieur et supérieur qui encadre le volume de laitier dans le casing.

Un à-coup de pression crève le bouchon inferieur pour laisser circuler le laitier dans

l’annulaire. C’est le laitier qui pousse directement la boue en place et lave à la fois les parois

du trou et l’extérieur du casing au cours de son écoulement. Lorsque tout le laitier est injecté.

On libère le bouchon supérieur qui est déplacé par circulation de la boue de forage.

Cette opération est appelée chasse. Le volume de chasse est le volume de boue entre l’anneau

et la tête de cimentation. En fin de chasse on doit remarquer une montée en pression qui

signifie l’arrêt du bouchon supérieur. [8]

2.3.3. Cimentation étagée :

La cimentation à double étage est utilisée :

Si les formations sont fragiles (risques de pertes de circulation ou zones à faibles pressions) ;

Si les hauteurs d'annulaires à cimenter sont importantes (contamination du laitier) ;

Si deux types différents de laitiers doivent être mis en place. [8]

2.3.4. Cimentation sous pression (squeeze ou ésquichage) :

C’est la mise en place d’un laitier de ciment sous pression à un point donné du puits. Le but

de l’opération est de remédier à un défaut d’étanchéité ou de créer une nouvelle étanchéité

(perforation d’une couche dépletée). Cette opération consiste à appliquer de la pression sur

une formation perméable pour que le laitier se déshydrate progressivement et forme un cake

de ciment faisant prise et colmatant les défauts d’étanchéité ou les zones à pertes. [8]

2.3.5. Bouchons de ciment :

Les bouchons de ciment trouvent de nombreuses applications, soit en cours de forage, soit

après la production d'un puits.

Parmi ces applications nous pouvons citer :

Colmatage de zones à pertes ;

Isolation de zone à Problèmes ;

Bouchon d’abandon ;

Déviation.

Ces applications sont très variées et les propriétés recherchées dans ces applications sont, elles

aussi, très diverses. La composition, la mise en place et les propriétés finales du ciment

devront donc être adaptées au problème à résoudre. [1]


14

2.4. Les équipements de préparation et pompage de ciment :

2.4.1. Les unités de cimentation :

Les unités de cimentation permettent d'effectuer simultanément :

- Le mixage du ciment et des additifs afin d'obtenir un laitier correspondant aux

caractéristiques désirées pour chaque type particulier d'opération,

- Le pompage du laitier obtenu avec une grande flexibilité de vitesse et pression de pompage.

Ces unités de pompage sont composées de deux pompes Triplex à grand débit et haute

pression montées soit sur camion soit sur skid.

La source d'énergie actionnant ces pompes et l'équipement auxiliaire de ces unités est assurée

par deux moteurs diesel. [2]

2.4.2. Les lignes de cimentation :

Les chiksans ou conduites métalliques peuvent généralement supporter des pressions élevées,

mais ils ne sont pas faciles à manier et les rotules supportent mal les à-coups provoqués par

les pompes de cimentation, ce qui finit souvent par provoquer des fuites.

Il existe maintenant des flexibles haute-pression dont le diamètre maximal est 2 pouces, qui

sont plus faciles à utiliser que les conduites métalliques et qui peuvent supporter des pressions

équivalentes ; ce type de ligne est de plus en plus utilisé. [2]

Fig. 2.4. Les équipements de cimentation. [2]


15

2.5. Ciments et laitiers :

2.5.1. Définition du ciment :

Les ciments sont des liants hydrauliques, c'est à dire qu'au contact de l'eau, leurs constituants

minéralogiques s'hydratent en formant une pâte ou laitier qui durcit et devient un matériau

doué de propriétés mécaniques capables de lier d'autres matériaux. [1]

2.5.2. Les différents types de laitiers de ciments :

Laitiers allégés ;

Laitiers denses ou alourdis ;

Laitiers pour températures élevées ;

Laitiers basse température ;

Les laitiers thixotropes ;

Les laitiers expansifs ;

Laitiers pour zones à gaz. [1]

2.5.3. Les caractéristiques du laitier de ciment :

A. La densité :

La densité du laitier peut être calculée très simplement à partir de la densité de poudre de

ciment, de celle de l'eau de gâchage, et de celles des différents additifs entrant dans la

composition du laitier. [5]

dL =

Mc + VE . dE + MADMcdc

+ VE + VAD

M = Masse (kg). c = Ciment.

V = Volume (l). E = Eau.

d = Densité. AD = Additifs.

L = Laitier.

B. Rendement :

C'est le volume de laitier obtenu par tonne de ciment. On ne le mesure pas, il se calcule

simplement par la formule :

R = 1 000 x

Mcdc

+ VE +VAD

Mc ; Exprimé en l/t

Précisons que tous produits, autres que le ciment, est considéré comme un additif même s'il

apparaît en grande quantité (farine de silice, allégeant, ...). [5]


16

C. La thixotropie :

Les laitiers de ciments thixotropiques ont une grande capacité de développer un gel qui se

forme rapidement en l'absence d'agitation ou d'écoulement. Ce gel est détruit après agitation.

L'emploi de laitier de ciment thixotropique paraît adapté aux problèmes de pertes dans des

terrains fissurés. Par la gélification du laitier dans les fissures et qui empêche par la suite le

cheminement du gaz et d’autres fluides de formation.

Densités légèrement plus basses que celles des laitiers classiques. [5]

D. Le filtrat :

Le laitier de ciment est une suspension de solides dans l'eau. De ce fait, placé devant une

formation perméable, et soumis à une pression, il va perdre une quantité plus ou moins grande

d'eau. Le phénomène de filtration va entraîner une déshydratation prématurée du laitier qui

pourra devenir impompable et fera prise dans de mauvaises conditions.

La filtration du laitier de ciment est mesurée comme celle de la boue avec un filtre-presse API

à température ambiante et sous 7 bars ou d'un filtre-presse HP-HT, lorsqu'on veut simuler les

conditions de fond. [5]

E. L'eau libre :

Après sa mise en place dans le puits, le laitier de ciment a tendance à se précipiter et à former

un anneau d'eau à la partie supérieure de la gaine de ciment. Ce phénomène est dû à la

différence de densité des différents produits composants du laitier. L'eau, étant de densité la

plus faible par rapport aux autres particules, remonte à la partie supérieure de la colonne de

ciment.

Ce phénomène d'eau libre est plus néfaste dans les drains horizontaux. [5]

F. Le temps de pompabilité :

C'est le temps mis par le laitier, maintenu en agitation sous conditions de pression et de

température, pour atteindre une consistance de 100 Poises. Pratiquement, il correspond à la

durée pendant laquelle le laitier reste pompable.

Le temps de pompabilité d’un laitier est estimé à l’aide d’un consistomètre tout en tenant

compte des paramètres influençant sur la prise (l’agitation, la pression et la température qu'il

subira lors de son refoulement dans le puits). [5]

G. La résistance à la compression :

Le ciment doit supporter :

- Les vibrations dues au forage et aux perforations ;

- Les contraintes dues à la pression régnant à l'intérieur du tubage ;


17

- Les contraintes dues aux différences de températures entre l'intérieur et l'extérieur de la

gaine de ciment.

Ces contraintes dépendent des conditions du puits et peuvent nécessiter des résistances

supérieures à 100 bars. [5]

H. La perméabilité :

La perméabilité est définie comme étant l'aptitude d'un ciment durci à se laisser traverser par

les fluides.

Elle dépend du type de ciment, des conditions de pression et température, de l'âge du ciment.

La perméabilité d'un ciment durci évolue parallèlement à sa résistance à la compression.

La perméabilité doit être la plus faible possible afin que le ciment remplisse sa fonction

d'étanchéité. [5]

2.6. L’eau de gâchage (fabrication) :

L’eau est un diluant principale lors de la préparation du laitier, elle peut être de l’eau douce,

saumure saturée ou semi-saturée.

L’eau douce est compatible avec tous les additifs et présente de bonnes caractéristiques

mécaniques mais ne donne pas une bonne adhérence du laitier aux formations salifères pour

lesquelles on fait appel à une saumure saturée mais l’incompatibilité du laitier avec un grand

nombre d'additifs, filtrat pratiquement incontrôlable, chute des caractéristiques mécaniques et

l’effet retardateur important à basse température demeurent ses inconvénients.

Pour cela on opte pour une eau de gâchage semi-saturée qui sert de compromis.

Généralement, l’eau de gâchage utilisé est celle du chantier. Le prestataire service cimentation

doit prélever un échantillon pour l’analyser au laboratoire. [5]

2.7. Additifs pour ciments pétroliers :

On est couramment amené à utiliser un certain nombre d'additifs, pour adapter les

caractéristiques du ciment aux différentes conditions d'utilisation.

Ces additifs peuvent être classés comme suit :

A. Accélérateurs :

Ces additifs sont destinés à accélérer le durcissement du ciment, mais ils provoquent

également une diminution du temps de pompabilité. Précisons qu'à l'inverse une réduction du

temps de pompabilité n'implique pas forcément un durcissement plus rapide.

On les utilise dans les cas suivants :

Cimentation de casing de surface et bouchons à faible profondeur ;

Bouchons de ciments pour colmatage de zone à pertes. [5]


18

B. Retardateurs :

Dans un grand nombre de cas le ciment fait prise trop rapidement pour laisser le temps à

l'opérateur de le mettre en place. On utilise alors des retardateurs qui vont permettre d'ajuster

le temps de pompabilité du ciment à la valeur désirée. [5]

C. Réducteurs de filtrat :

Les cas les plus classiques d'emploi de réducteurs de filtrat sont :

Squeeze ;

Cimentation de colonnes de production ;

Cimentation de zones à gaz.

Un ciment net a un filtrat "infini". C'est-à-dire que si on le pompe devant une formation

perméable (squeeze, cimentation de zones réservoirs...) il va rapidement se déshydrater. Cette

déshydratation prématurée du laitier va provoquer une prise "flash" du ciment, si elle est très

rapide et donner lieu, dans tous les cas, à la formation d'une gaine de ciment poreuse et

fragile. [5]

D. Allégeants :

Ce sont des matières inertes légères mélangées au ciment dont l’effet est d’une part de réduire

la densité du laitier, d’autre part d’en réduire les couts. Par contre, la plupart des allègent ont

un effet sur le temps de prise et sur la résistance à la compression du ciment il sera souvent

nécessaire de compenser par des additifs appropries.

Les principaux allègent utilisés sont :

L’eau qui est le principal produit utilisé ;

Les produits solides à faible densité à titre d’exemple les billes de verre creuses de densité

de 0,3 et 0,7 ;

L’inclusion d’agents moussants au laitier comme de l’azote ou de l’air par l’intermédiaire

d’un compresseur ou d’une unité d’azote. [5]

E. Alourdissants :

Ils servent à augmenter la densité du laitier. Ils sont inertes et mélangés au ciment sec.

Les principaux Alourdissants utilisés sont : la Baryte ou sulfate de baryum BaSO4 (d = 4,2),

L’Hématite ou minerai de fer (d = 4,9 à 5,3), L'Ilménite ou l’oxyde de fer (d = 4,7), La Galène

et l'arséniure de fer (d > 7)

Tout produit alourdissant doit, pour être incorporé au ciment, posséder les caractéristiques

suivantes :

Exiger le moins d'eau de mouillage possible ;


19

Ne pas réduire la résistance du ciment ;

Ne pas influer sur le temps de pompabilité. [5]

3. Le Liner :

3.1. Définition :

Un liner est une colonne perdue qui ne remonte pas jusqu'à la tête de puits, mais sur une

hauteur limitée, à l'intérieur du tubage précédent. Il est cimenté avec un recouvrement dans le

dernier tubage (overlap), qui s'étend depuis la cote de pose jusqu'à une certaine distance à

l'intérieur de la colonne précédente. Ceci est nécessaire pour bien sceller la colonne perdue

dans la colonne précédente et avoir une bonne étanchéité entre les deux. Cette étanchéité est

très importante pour prévenir, durant la production, toute fuite d’effluent derrière la colonne

perdue. Quelquefois, cette étanchéité est renforcée par l’utilisation d’une garniture

supplémentaire (packer) tout en haut de la colonne perdue. [6]

3.2. Avantages du liner :

Les principaux avantages d’un liner sont :

le coût est réduit, du aux nombres réduits des casings.

la capacité de levage durant la descente du liner est réduite,

la possibilité d’utiliser, après la descente du liner, une garniture de forage mixte (5’’ en

haut et 3’’1/2 en bas, par exemple), ce qui réduit la capacité de levage,

la capacité de la tête de puits est réduite,

le temps de préparation de la colonne avant sa descente est réduite,

le liner est plus flexible qu’une colonne entière,

les pertes de circulation sont évitées par le fait que les pertes de charges annulaires sont

réduites au niveau des tiges,

possibilité de complétion dans le tubage précédent si les équipements de complétion ne

passent pas à travers le liner. [6]

3.3. Inconvénients du liner :

Les principaux inconvénients sont :

La suspension du liner dans le tubage est plus difficile que celui d’une colonne entière

dans la tête du puits ;

peu de colonnes sont exposées à l’effluent et si elles s’affaiblissent, il est obligatoire de

compléter le liner par une colonne complète, ce qui nécessite la reprise du puits ;


20

Le temps de descente et très grand dans le cas d’un liner qui comporte des équipements à

activation hydrauliques. [6]

3.4. Différents types de liner :

Le liner peut être utilisé pour couvrir une partie du découvert comme une colonne normale

pour permettre la poursuite du forage (liner de forage), ou couvrir le réservoir et le mettre en

production (liner de production). Comme il peut être utilisé pour couvrir une partie détériorée

d’un tubage (scab liner). Ce liner peut être cimenté ou isolé en haut et en bas par des packers.

On peut même utiliser un premier liner et, par la suite, lui raccorder un deuxième par

l’intermédiaire d’un tie-back. [6]

3.4.1. Liner de forage :

Appelé aussi liner intermédiaire, ce liner est une portion de tubage qui s’ancre dans le tubage

précédent, déjà cimenté, il est utilisé pour isoler des zones a problèmes au-dessous de la

colonne technique, comme :

Les zones à pertes ;

Les zones à pression anormalement élevées.

Il peut être inscrit dans le programme prévisionnel comme une colonne intermédiaire. [6]

3.4.2. Liner de production :

C’est une colonne de tubage utilisée dans la dernière phase (phase de production), elle est

suspendue soit au liner de forage ou à la colonne technique. Il sera cimenté et perforé par la

suite ou laissé en open hole (cas d’un liner crépiné). [6]

3.4.3. Stub Liners :

Le stub liner est une colonne de tubage de même diamètre que le liner, raccordé a ce dernier

par une garniture d’étanchéité d’une manière à obtenir une colonne continue, depuis le fond

jusqu’à la surface pour les raisons suivantes :

La colonne de tubage au-dessus du liner s’affaiblit ou endommagée (par corrosion,

etc.) ;

Mauvaise étanchéité au top du liner ;

Nécessité de grande résistance due par exemple aux pressions anormalement élevées.

[6]

3.4.4. Scab Liners :

Il est utilisé pour remédier à une partie détériorée d’un tubage, Ce liner peut être cimenté ou

isolé en haut et en bas par des packers. Il est utilisé dans les mêmes conditions que le stub

liner.


21

Le scab et le stub liner peuvent être posés sur le liner existant grâce à leur propre poids ou

ancrés dans un tubage précédent. [6]

3.4.5. Tie-back liner :

Un tie-back liner est une section de tubage qui s’étend depuis le top d’un liner déjà existant

jusqu'à la surface. Il peut être cimente ou non. [6]

Les figures ci-dessous représentent les différents types du liner :

Fig. 2.5. Liner de forage. Fig. 2.6. Stub liner. Fig. 2.7. Liner de production.

Fig. 2.9. Tie-back liner. Fig. 2.8. Scab liner.


22

3.5. Les équipements constitutifs d’un liner conventionnel :

Tiges de forage

Tête de levage avec couvercle

Setting tool

Doigts d’activation du packer

Écrou flottant (à filetage ACME)

Garniture d’étanchéité

Wiper plugs

Extension pour tie-back

Liner top-packer

Setting sleeve

Liner hanger

Tubage

Landing collar

Tubage

Float collar

Tubage

Sabot

Liner swivel

Couvercle

Fig. 2.10. Composition d’un Liner conventionnel. [6]


23

3.5.1. Dispositif de suspension (liner hanger) :

Ce dispositif placé en tête de la colonne perdue assure la suspension à l'intérieur du tubage

précédent. Et qui est supposé supporter le poids de cette colonne. Il comporte des coins qui

sont maintenus en position rétractée durant la descente, et l’ancrage du hanger consiste à les

faire glisser sur une portée conique, qui les pousse vers l’extérieur et les applique contre les

parois du tubage précédent. Cet ancrage peut être, selon les constructeurs, mécanique ou

hydraulique. [6]

3.5.2. Différents types du liner hanger :

Le choix du système d’ancrage se fait en fonction de la nature du liner et du puits : si on

descend un liner qui pèse plus de 8 tonnes dans un puits vertical ou moyennement dévié, ne

présentant pas assez de frottements, il est préférable d’utiliser un système mécanique. Dans

tous les autres cas, le système hydraulique est préférable.

Hanger mécanique :

C’est un hanger qui s’ancre par rotation et translation. Il comporte une cage porte-coins dans

laquelle est usinée une rainure en forme de J-slot et est munies de ressorts de friction qui

s’appuient sur le tubage. Le corps comporte un ergot qui se déplace dans cette rainure.

A/ Principe de fonctionnement :

Pour ancrer ce hanger, il suffit de tirer vers le haut pour faire glisser le corps du hanger donc

l’ergot vers le haut alors que la cage reste immobile grâce aux ressorts de friction qui

s’appliquent contre le tubage. Une fois l’ergot dégagé, il faut tourner un quart de tour (plus ou

moins 3 tours en surface, selon la règle du pouce : 1 tour par 1000 mètres) vers la droite (ou

vers la gauche, selon le type) et poser rapidement entre cinq et dix tonnes : l’ergot suit le

chemin du J-slot et le corps du hanger descend suffisamment pour permettre aux portées

coniques du corps de glisser sous les coins d’ancrage de la chemise et les appliquer contre le

tubage.

B/ Cas d’utilisation :

Il est utilisé dans les cas suivant :

le liner pesant plus de 10 tonnes ;

puits verticaux ou faiblement déviés (15 à 20°), dont les frottements et les couples ne

sont pas importants.


24

Hanger hydraulique :

Ce type de suspension s’ancre par l’augmentation de la pression à l’intérieur du liner, qui ne

nécessite aucun mouvement de la garniture. Il est composé d’une chemise porte-coins qui

s’applique sur le tubage.

A/ Principe de fonctionnement :

Une fois la bille lancée, on augmente la pression jusqu’au cisaillement des goupilles qui

retient la chemise porte-coins, celle-ci est déplacée vers le haut permet aux coins d’ancrage de

s’engager sur les portées coniques et s’applique contre le tubage.

Le cisaillement des goupilles est observé en surface par un à-coup de la pression. A ce

moment-là, il suffit de poser rapidement pour aider les coins à glisser entre le tubage et le

cône.

B/ Cas d’utilisation :

Il est utilisé dans les cas suivant :

il est utilisé dans les puits déviés, présentant des frottements importants ;

en forage en mer ;

pour ancrer un liner dans un autre.

Remarque : Dans certains cas, on utilise des liners hanger rotatifs qui permettent de mettre

le liner en rotation pendant la circulation et la cimentation. Cela améliore le déplacement de la

boue par le laitier de ciment, lorsque le puits est cavé ou ovalisé, ou lorsque le liner n'est pas

bien centré .utiliser chaque fois que possible, si le couple nécessaire pour tourner le liner est

inférieur au couple de dévissage des connections. [6]

Fig. 2.11. Liner hanger mécanique. [6] Fig. 2.12. Liner hanger hydraulique. [6]


25

3.5.3. Le liner top packer et son principe de fonctionnement :

Le liner top packer peut être ou non solidaire du setting sleeve. Il est utilisé dans le but de

renforcer l’étanchéité derrière le liner, au-dessus du ciment, qui évite l’application de

surpressions pendant la circulation inverse après la cimentation, ce qui peut causer des pertes

de circulation, et empêche, par la suite, l’écoulement de l’effluent du réservoir vers le haut.

Son utilisation reste optionnelle.

Principe de fonctionnement :

Ce packer est constitué d’un métal de très faible dureté, voire du plomb, couvert d’une couche

de caoutchouc. Pour le gonfler, il suffit de poser suffisamment de poids avec les tiges afin de

le déformer d’une façon permanente. Pour éviter le risque d’ancrage prématuré, le packer est

verrouillé soit par des goupilles de cisaillement, soit par un dispositif de verrouillage spécial

(gonflent par rotation).

Le packer peut être une pièce indépendante placée au-dessus du hanger, ou jumelée avec ce

dernier pour former le liner hanger-packer.

Cependant, le packer pose le problème de restauration si la cimentation est mauvaise. Pour

cela, il est préférable, si le problème de pertes durant la circulation inverse ne se pose pas, de

ne le gonfler qu’après s’être assuré de la qualité de la cimentation.

En plus, étant surdimensionné, il entraîne l’augmentation des pertes de charges qui risquent

de provoquer des pertes de circulation pendant la descente, la circulation et la cimentation.

D’autres ne dotent pas le liner de packer et si, par la suite, on veut renforcer l’étanchéité, on

réalise une restauration de la cimentation ou descendent un scab-liner doté de packers. [6]

3.5.4. Polish Bore Receptacle (PBR) :

Elle vissée directement au setting sleeve, elle est d’une longueur qui peut aller jusqu’à 6

mètres qui reçoit le tie-back d’une colonne de tubage supplémentaire.

L’intérieur de cette extension est lisse et sa tête est biseautée pour permettre le passage des

outils. Après la cimentation du liner, cette extension est nettoyée à l’aide d’une fraise spéciale

ou un jet sub. L’ensemble PBR et tie-back forment un joint coulissant très étanche et très

résistant, et permet un raccordement très facile au liner.Le setting sleeve et l’extension PBR

peuvent être fabriqués en une seule pièce. [6]


26

3.5.5. Le joint rotatif (liner swivel) :

Ce dispositif est utilisé seulement dans le cas d’un hanger mécanique, il est vissé sous ce

dernier. Il permet la rotation du train de tiges et de la suspension au moment de l'ancrage des

coins du dispositif de suspension même si la partie inférieure de la colonne est coincée par la

formation. Il doit être situé dans l'espace annulaire tubage/colonne perdue et au-dessus du

sabot du tubage précédent pour permettre une bonne cimentation. [6]

3.5.6. Manchon de pose (setting sleeve ou setting collar) :

Vissé au top du liner, il sert à la connexion de ce dernier aux tiges de forage par

l’intermédiaire d’un outil de pose. Il est appelé à supporter tout le poids du liner avant son

ancrage. Il sert également de point d’appui pour permettre le gonflement du packer, en posant

du poids avec les tiges (dans le cas d’utilisation d’un packer).

On distingue deux types :

A/ Setting sleeve mécanique :

La connexion entre ce manchon et l’outil de pose est assurée par un filetage carré de type

ACME femelle généralement à gauche, de 4 à 6 filets par pouce, ou par un système

comportant une rainure en J, de type ‘’J-slot’’.

B/ Setting sleeve hydraulique :

Le raccordement se fait grâce à une gorge usinée à l’intérieur, destinée à recevoir la collerette

du setting-tool. En haut, la setting-sleeve possède 3 fentes qui reçoivent les doigts du setting-

tool (torque fingers) pour permettre la rotation du liner à droite ou à gauche (selon les

besoins). La transmission du torque est possible tant que la collerette du setting-tool est

engagée dans la setting-sleeve. [6]

Fig. 2.13. Liner top packer. [6] Fig. 2.14. PBR. [6]


27

3.5.7. Outil de pose (setting tool) :

Il assure la liaison entre le manchon de pose (setting sleeve) et le train de tiges de forage pour

descendre la colonne perdue. Il assure aussi les fonctions suivantes :

supporte le poids de la colonne lors de sa descente ;

assure l'ancrage du dispositif de suspension et le gonflage du packer pour les modèles

mécaniques ;

fait l’étanchéité entre l'intérieur de la colonne et l'extérieur des tiges de forage au moyen de

coupelles d'étanchéité (swab cups) ou bien de garnitures (packings) en chevrons, ou encore

d'une canule lisse engagée dans une vanne à soupape (slick stinger/flapper valve),

fourni un point d'attache pour le bouchon racleur de cimentation (wiper plug) dans le cas

d'un outil de pose avec coupelles d'étanchéité.

Le setting tool est dévissé avant la cimentation du liner, dégagé pour s’assurer de son

dévissage, puis posé sans être vissé sur le setting sleeve d’environ 10 tonnes pour assurer

l’étanchéité durant la cimentation. Il est remonté après la cimentation du liner. [6]

3.5.8. Principe de fonctionnement :

A/ Setting tool mécanique:

Le setting tool mécanique possède un écrou flottant à filetage ACME mâle généralement à

gauche, de 4 à 6 filets par pouce, nécessitant 8 à 15 tours à droite pour se dévisser. Cet écrou

se visse sur le filetage de même type du manchon de pose (setting sleeve). Une butée à bille

facilite son dévissage, en posant la garniture sur le setting sleeve, gardant ainsi libre l’écrou

Fig. 2.16. Liner swivel. [6]

Fig. 2.15. Manchons de poses. [6]


28

flottant. Des passages d’eau pour équilibrer les pressions et le remplissage au-dessus de

l’étanchéité sont usinés soit sur le mandrin soit tout au long du filetage de l’écrou.

Le setting tool contient dans sa partie supérieure un couvercle qui évite la chute des déblais

entre le setting tool et le liner.

Ce système présente l’inconvénient de se dévisser pendant la mise en place du liner.

B/ Setting tool hydraulique :

Ce système consiste en une collerette, formée de doigts, qui s’engage dans une gorge du

setting sleeve. Pour relâcher le setting tool, il suffit de remonter en pression, ce qui a pour

effet de pousser une chemise vers le haut, entraînant ainsi les doigts formant la collerette, qui

entrent sous une chemise externe solidaire au corps et s’effacent, pour libérer ainsi le setting

tool du setting sleeve.

Le setting tool possède un autre système d’activation mécanique de secours en cas de

défection du premier mode sous l’effet de la pression, tout en mettant le liner en rotation à

gauche d’un quart (¼) de tour entraînant ainsi la chemise porte-doigts vers le haut.

Ce setting tool supporte des liners lourds, et peut les mettre en rotation grâce aux doigts qui

s’engagent dans les fentes usinées en haut du setting sleeve. [6]

3.5.9. Système d’étanchéité :

Le setting tool est toujours muni d’un système d’étanchéité dans sa partie inférieure, on

distingue :

Fig. 2.18. Setting tool hydraulique. [6]

Fig. 2.17. Setting tool mécanique. [6]


29

A/ Swab cups: (setting cups)

C’est un tube qui supporte des coupelles dirigées vers le bas, placé au bout de l’outil de pose,

pour permettre le passage du haut vers le bas, et l’empêcher dans le sens contraire.

L’utilisation de ce système est limitée par la profondeur parce que les coupelles sont limitées

en pression et en température,

B/ Cementing pack-off :

C’est un presse-étoupe (pack-off bushing) placé sous le manchon de pose (setting sleeve). Ce

système permet de garder l’étanchéité entre les tiges et le liner même après le relâchement de

ce dernier. Il peut :

• Soit être solidaire du setting tool ;

• Soit être solidaire du liner et faire étanchéité autour du stinger du setting tool. Il sera alors

reforé lors du contrôle du liner. [6]

3.5.10. Vanne à ouverture hydraulique (Pac valve) :

C’est une vanne utilisée pour les cémentations étagées et des

liners crépinés, cet équipement joue le rôle d’un by-pass entre

l’intérieur du casing et l’annulaire afin de pouvoir circuler et

chasser du ciment dans cet annulaire à la cote choisie.

Cette pac valve contient des ouvertures latérales couvertes par

deux chemise intérieures l’une au-dessus de l’autre fixées au

corps par des shears pins qui selon le nombre définit leur

pression de service.

Pour une cémentation étagée (d’un liner ou classique),

Fig. 2.19. Swab cups. [6]

Fig.2.20. Cementing pack-off. [6]

Fig. 2.21. Pac valve. [6]


30

l’activation de la pac valve est assurée par l’action de pression sur le bouchon de chasse du

premier étage qui se siège sur la chemise inferieure, qui cisaille les shear pins, ainsi cette

chemise est libérée. Le verrouillage se fait par le déplacement de la deuxième chemise

déplacée par le dernier bouchon de chasse.

Pour la cimentation du liner crépiné (avec packer ECP), la pac valve est associée à un ball

seat, une fois la bille s’assiège, les à-coups de pression sont obtenus.

Pour avoir la pression de service des deux chemises on joue sur le nombre de shear pins. (Le

nombre de shear pins qui tient la chemise inferieure est inférieur à celui de la chemise

supérieure). [6]

3.5.11. La garniture de pose (setting string) :

La garniture de forage utilisée pour la descente du liner est généralement composée de tiges.

On peut utiliser des tiges lourdes dans le cas où le puits est très dévié. L’utilisation d’une

coulisse est à proscrire. Les tiges doivent être calibrées avant l’opération de descente. [6]

3.5.12. L’anneau de retenue (landing collar) :

Positionné à un, deux ou trois joints au-dessus du sabot, il sert à retenir les bouchons de

cimentation et indiquer la fin de la chasse.

Il peut être à clapet anti-retour, à soupape (flapper valve), à remplissage automatique ou à

siège pour bille éjectable.

Dans le cas où on utilise deux bouchons de cimentation, le landing collar doit comporter un

système de by-pass qui permet le passage du ciment.

L’anneau qui comporte un siège pour bille est utilisé dans le cas où l’ancrage du hanger est

hydraulique. [6]

Fig. 2.22. Landing collar pour bille. [6] Fig .2.23. Landing collar pour bouchons. [6]


31

3.5.13. Le sabot (set shoe) :

Le sabot sert à guider la colonne de tubage lors de sa descente, et évite le retour du laitier à la

fin de cémentation (sabot à un ou deux clapets anti-retour, comme on peut l’associer à un

float collar placé plus haut. On distingue :

sabot à canal ou à bille normalement employé pour les tubages ;

sabot à soupape (set shoe) ;

sabot à remplissage automatique (fill-up set shoe).

Dans le cas d’un liner, Il est souhaitable que le sabot soit muni d'évents latéraux de façon à

pouvoir établir la circulation même si la colonne touche le fond.

Dans d’autre cas le sabot est utilisé seulement pour le guidage,

Le sabot peut être muni de lames qui empêchent le liner de tourner lors du dévissage du

setting tool, s’il n’y a pas de hanger. [6]

3.5.14. Bouchons de cimentation :

Généralement le matériel de cimentation des colonnes perdues ne comprend pas de bouchon

de cimentation en tête du laitier (Bottom plug). Du fait de la différence considérable entre les

diamètres intérieurs tiges et liner on utilise seulement un bouchon de queue, composé de deux

éléments : le bouchon racleur ou wiper plug qui reçoit le bouchon pompé dans les tiges avant

le début de chasse ou pump-down plug.

A/ Bouchon racleur de colonne perdue (liner wiper plug) :

Il est descendu à l'extrémité de l'outil de pose (setting tool) sous les dispositifs d'étanchéité. Il

possède des coupelles qui servent à essuyer l’intérieur du liner et un trou central qui permet le

passage de la boue et l'injection du laitier. Il est déconnecté de la canule de l'outil de pose ou

de son manchon spécial dans la colonne perdue, par cisaillement de goupilles lorsque le

bouchon pompé en fin d'injection du laitier (pump-down plug) vient s'y ancrer, ce

cisaillement est marqué par un à-coup de pression.

Fig. 2.25. Float collar. [6]

Fig.2.24. Sabot à double clapet anti-retour. [6]


32

Ce bouchon assure la séparation entre le laitier et la boue ; à la fin de la chasse, il vient se

placer sur l'anneau et reste solidaire de ce dernier grâce à un système de retenue (latch).

B/ Bouchon pompé dans les tiges (pump-down plug) :

En fonction de la garniture de pose, il peut comporter de 3 à 5 lamelles en caoutchouc de

différents diamètres extérieurs, destinées à essuyer l’intérieur des tiges et de l’outil de pose.

Il est largué de la tête de cimentation à la fin de l’injection du laitier de ciment. Ainsi, il racle

l’intérieur de la garniture et de l’outil de pose et, à la fin de sa course, vient s’ancrer dans le

wiper plug, au bout de l’outil de pose. En augmentant la pression de chasse, le wiper plug se

libère et les deux bouchons se déplacent simultanément dans le liner, jusqu’à ce qu’ils

arrivent sur le landing collar où ils se verrouillent et font étanchéité grâce à un système de

verrouillage (latch).

Dans certaines cimentations de liner, on peut utiliser un bouchon de queue et un autre de tête

(c’est à dire deux couples pump down plug/wiper plug).

Parfois, dans le cas où la différence entre le diamètre intérieur du liner et celui des tiges est

petite (slim hole), on n’utilise que les pump down plugs, qui racleront à la fois l’intérieur des

tiges et celui du liner.

Dans le cas de l’utilisation de deux couples de bouchons ou du slim hole, le pump down plug

de tête, une fois arrivé sur le landing collar, ne peut pas se percer sous l’effet de la pression

pour laisser passer le laitier en raison de son diamètre qui est petit. Pour cet effet, c’est le

landing collar qui permet le passage du laitier par un by-pass.

Pour la sécurité, le pump down plug est muni d’une plaque qui s’éclate dans le cas où le by-

pass du landing collar n’est pas fonctionnel.

Dans certains cas, le wiper plug contient dans sa partie inférieure un siège pour bille dans le

but d’activer certains équipements à fonctionnement hydraulique du top du liner. [6]

Fig.2.26. Ensemble wiper plugs et siège pour bille. [6]


33

3.5.15. Tête de cimentation (cementing head) :

Elle est vissée sur le train de tiges ; elle contient le bouchon qui doit être pompé à travers les

tiges avant la chasse (pump-down plug) et, éventuellement, une bille de mise en pression dans

le cas d'un dispositif de suspension hydraulique.

La tête de cimentation est équipée d’un raccord témoin optionnel (flag sub), qui signale le

départ effectif du bouchon à pomper à travers les tiges.

Elle est également dotée d’un raccord rotatif (swivel) qui la garde fixe avec la rotation du

train de tige. [6]

3.6. Choix des composants du liner :

Le matériel est sélectionné en fonction des conditions du puits et de la composition du liner

avec lequel il va être descendu.

3.6.1. Conditions du puits :

Frottements : qui sont dus généralement à la mauvaise géométrie du puits (dog-legs,

cavages, dépôts de cake, trou de serrure), a la nature de la formation (argile gonflante et

fluente qui se rétrécissent après le forage) et au profile du puits ou une trajectoire relativement

déviée, la garniture du liner a tendance à se coucher sur les parois du puits. Ces frottements

sont un facteur prédéterminant dans le choix du système de suspension. En effet, le hanger

mécanique est utilisé lorsque l'opération mécanique est facile : pas trop de frottements ni de

couple (puits vertical), liner assez lourd pour qu'on puisse s'assurer de son ancrage, dans le cas

contraire, le système hydraulique est recommandé.

Fig. 2.27. Tête de cimentation. [6]

Fig. 2.28. Flag sub (témoin). [6]


34

La pression : les équipements à fonctionnement par pression sont limités par les

conditions de fond. pour les puits à gaz de forte pression, il y a risque de fonctionnement

prématuré dû au l’augmentation de pression (par exemple venue), dans ces cas il faut

minimiser l’utilisation de ces équipements et agir sur leurs pression de service. [6]

3.6.2. Composition du liner :

Le premier choix de la composition du liner se fait sur le système d’ancrage du liner, qui est

déterminé en plus des conditions du puits, les caractéristiques du casing dans lequel il sera

descendu : drift, grade de l'acier au niveau de l'ancrage.

Apres le choix du système d’ancrage on choisit les autres éléments.

Le setting tool le plus utilisé est du type mécanique avec filetage ACME, mais dans le cas ou

le liner hanger est hydraulique, on peut utiliser un setting tool avec un système J-slot. Comme

on peut utiliser un système hydraulique dans le cas d’un hanger mécanique.

Le packer de liner (optionnel), activé à la fin de la cimentation, permet l’étanchéité en tête du

liner. Il est utilisé pour éviter d'appliquer la surpression de la circulation inverse sur le laitier

s'il y a des risques de pertes, et/ ou pour éviter des venues de gaz ou d'huile. Compte tenu de

ces exigences, descendre :

un liner hanger avec packer pour les puits à gaz ou les puits avec pertes ;

un liner hanger sans packer pour les autres cas.

Le PBR (Polished Bore Receptacle) est utilisé au-dessus du hanger, il permet le raccordement

(tie-back) ultérieur d'un tubage jusqu'à la surface. Dans certains cas il reçoit l'étanchéité de la

garniture de pose du liner (cementing pack off).

Cementing pack off est placé au niveau du setting tool, il assure l'étanchéité entre le setting

tool et le liner. L'utilisation des swab cups, qui risquent de se siffler et de fuir est à proscrire.

Le choix du type et du nombre de bouchons est déterminé par :

Le diamètre intérieur du liner et de la garniture de pose, pour un liner 4’’1/2 descendue

avec des tiges 31/2 ou la différence des diamètres intérieurs est faible donc l’utilisation d’un

seul pump down plug est suffisante pour la chasse. On n’utilise plus le bouchon de tête qui

oblige d’insérer un landing collar avec by-pass car il est très petit pour contenir une

membrane déformable. Il existe des systèmes de doubles bouchons qui seront largués de part

et d'autre du laitier de ciment : deux wiper-plug (celui du bas a un diamètre intérieur plus petit

que celui du haut), et deux pump down plugs, correspondant chacun à un wiper plug. Le

landing collar est alors muni d'un by-pass du premier bouchon, par lequel se poursuit la

cimentation, cet assemblage est utilisé pour les liners 7’’.


35

Le nombre de couple pump down plug/wiper plug est limité par le nombre d’à-coup de

pression.

Dans le cas d'un équipement hydraulique, le siège de la bille qui sera cisaillé sous l'effet de la

pression après ancrage du liner et libération du setting tool. Il sera placé selon le cas :

• au niveau du landing collar ;

• à la base du setting tool, notamment pour les puits très inclinés ou horizontaux, où l'on craint

qu'une bille ne puisse atteindre la base du liner.

Les équipements différentiels, pas très fiables, sont déconseillés pour les liners. [6]

Colonne perdue sans packer Colonne perdue avec packer

Manchon de pose (setting sleeve)

• avec extension (tie-back)

• sans extension (tie-back)

Packer de colonne perdue (line packer)

• avec extension (tie-back), permettant le

gonflement du packer soit par mise en

rotation, soit par application de poids. Les

filetages de connexion à l'outil de pose font

partie du packer

Étanchéité de l'outil de pose :

canule/vanne à soupape ou coupelles

Étanchéité de l'outil de pose : canule/vanne à

soupape ou coupelles

Note :

La vanne à soupape peut faire partie du

packer

Système de suspension :

• mécanique

• hydraulique

Système de suspension :

• mécanique

• hydraulique

Joint rotatif (swivel) : dans le cas d'une

suspension mécanique

Joint rotatif (swivel) : dans le cas d'une

suspension mécanique

Manchon support le bouchon racleur

(wiper plug holder sub) : uniquement avec

utilisation de la canule/vanne à soupape ;

si étanchéité par coupelles, le bouchon

racleur est retenu au bout de l'outil de pose

par des goupilles.

Manchon support le bouchon racleur (wiper

plug holder sub) : uniquement avec utilisation

de la canule/vanne à soupape ; si étanchéité

par coupelles, le bouchon racleur est retenu au

bout de l'outil de pose par des goupilles.

Anneau de retenue (landing collar) :

anneau recevant les bouchons venant

Anneau de retenue (landing collar) : anneau

recevant les bouchons venant s'ancrer en fin


36

Tab 2.1. Les principaux équipements standards d’un Liner. [6]

3.7. Réception et contrôle des équipemets du liner sur chantier :

Les différents équipements seront présentés dans leur ordre de montage pour vérifier qu'ils

sont bien complets et que les filetages sont bien compatibles.

On vérifiera :

le diamètre intérieur et la longueur de chaque élément ;

le packer (il doit être en bon état) ;

le diamètre du bouchon racleur du tubage (liner wiper plug) qui doit être égal au diamètre

intérieur de la colonne et celui du bouchon pompé dans les tiges (pump-down plug) qui doit

être égal au diamètre intérieur de celles-ci ;

la compatibilité des deux bouchons ;

la compatibilité du bouchon racleur avec l'anneau de retenue (landing collar) ;

le nez du bouchon pompé (latch) ;

dans le cas d'une suspension hydraulique, le diamètre de la bille qui doit passer dans les

équipements ;

dans le cas d'une suspension mécanique, ajouter un joint rotatif ;

s'ancrer en fin de chasse dans un siège

reforable.

de chasse dans un siège reforable.

Siège de bille séparable (shear-out landing

sub) : siège sur lequel vient se placer une

bille de façon à accroître la pression pour

ancrer la suspension dans le cas d'une

suspension hydraulique.

Siège de bille séparable (shear-out landing

sub) : siège sur lequel vient se placer une bille

de façon à accroître la pression pour ancrer la

suspension dans le cas d'une suspension

hydraulique.

Collecteur de bille (ball catcher) plaque à

trous récupérant la bille initialement

placée dans le siège séparable et dont elle

est éjectée après l'ancrage hydraulique.

Collecteur de bille (ball catcher) plaque à

trous récupérant la bille initialement placée

dans le siège séparable et dont elle est éjectée

après l'ancrage hydraulique.

Sabots : à évents latéraux, de préférence. Sabots : à évents latéraux, de préférence.

Bouchon racleur (wiper plug) et bouchon

pompé à travers les tiges (pump-down

plug).

Bouchon racleur (wiper plug) et bouchon

pompé à travers les tiges (pump-down plug).


37

les coins de la suspension en les actionnant (ils doivent être en bon état) ;

la compatibilité de la suspension avec le poids de la colonne à suspendre ;

l'extension (tie-back) qui être en bon état ;

sur l'outil de pose :

la canule (elle doit être lisse et chanfreinée, on le mesurera) ;

les filetages (ils doivent être en bon état, on les graissera) ;

le diamètre des coupelles. [9]

3.7.1. Assemblage de l'outil de pose :

Ceci est aussi effectué à l’atelier de la compagnie de service par des techniciens spécialisés.

On distingue deux assemblages du fait qu’on a deux types d’outil de pose :

-Si l'outil de pose est équipé d'une canule lisse, sa longueur sera ajustée de telle façon que son

extrémité vienne se placer, après installation, à environ 30 cm du raccord portant le bouchon

racleur (wiper plug holder sub). Dans certains types de matériel le liner wiper plug sera

positionné au bout et fixé avec des goupilles de cisaillement.

-Si l'outil de pose possède des coupelles, le liner wiper plug sera positionné en bout et fixé

avec des goupilles de cisaillement. D’une manière générale l’outil de pose est vissé dans le

setting collar ou manchon de pose puis bloqué légèrement.

Remarque :

Quel que soit l'outil de pose, on engagera les clés seulement sous le packer, l'extension étant

fragile, on veillera à ne pas endommager la chemise hydraulique, dans le cas d'un dispositif de

suspension hydraulique. [9]

3.7.2. Opérations à effectuer avant descente de la colonne :

On s'assurera que toutes les dimensions de l'équipement de la colonne et du matériel de

pose ont été relevées (diamètres intérieurs, extérieurs, longueurs).

De même que pour les autres tubages, les équipements de la colonne seront vissés à la

graisse sur leurs tubes respectifs, en contrôlant le couple appliqué. Ils seront ensuite dévissés,

nettoyés et enduits de "Backerlock" avant d'être revissés au couple nécessaire. Il s'agit :

du sabot ;

du récepteur de bille (ball catcher) si l'ancrage est hydraulique ;

du raccord de retenue (shear-out landing sub) ;

de l'anneau de retenue (landing collar) .


38

La tête de cimentation (plug droping head) sera ouverte pour vérification et les vannes

seront actionnées ;

Le bouchon à pomper dans les tiges (pump-down plug) y sera introduit dans la tête de

cimentation. On vérifiera au préalable que le système de retenue est en position fermée ;

Avant le dernier contrôle de trou, on assurera la manœuvre des gratteurs (scrapers) à

l'intérieur de la colonne précédente, dans la zone d'ancrage du dispositif de suspension

(hanger) et du packer ;

On s'assurera que les tiges de forage, ainsi que les tiges courtes ou autres qui serviront à la

descente et à la cimentation de la colonne perdue ont été bien calibrées.

Les tool-joints devront être rebloqués à la dernière remontée.

La garniture de descente sera calculée et ajustée de telle manière que :

le dispositif de suspension soit au milieu d'un tube ;

la tête de cimentation soit à 1.5 ou 2 m de la table de rotation.

Dans le cas d'un système de suspension mécanique, le joint rotatif (swivel) doit

impérativement se trouver dans l'annulaire tubage précédent / colonne perdue pour éviter les

problèmes ultérieurs d'étanchéité. On tiendra compte, éventuellement, de la qualité de la

cimentation du tubage précédent au droit de la zone d'ancrage de la suspension ;

Dans certains cas particuliers, un joint de circulation peut être intégré dans la garniture, au-

dessus de l'outil de pose, pour assurer son remplissage automatique ou pour permettre de

réaliser une circulation. Ce joint dit évidemment être en parfait état afin d'éviter toute fuite.

On peut placer un joint coulissant au-dessus de l'outil de pose pour faciliter les opérations

d'ancrage.

Avant descente de la colonne, les garnitures d'obturateurs seront changées et testées, si la

longueur de la colonne perdue est importante. Dans le cas contraire, l'obturateur à diaphragme

(Hydril) assurera une sécurité suffisante. [9]

3.8. Procédé de cimentation d’un liner :

On se reportera aux recommandations toujours valables, mentionnées pour la cimentation à

simple et à double étage. On notera toutefois les points suivants :

Si les bacs de mélange sont à recommander pour les cimentations habituelles, leur utilisation

devrait être systématique pour les cimentations de colonnes perdues. La meilleure méthode

consisterait à préparer la totalité du laitier avant injection, ce qui est souvent possible avec les

petits volumes mis en jeu dans les cimentations de colonnes perdues.


39

Le laitier sera brassé jusqu'à obtenir une homogénéité quasi-parfaite et approcher les

caractéristiques obtenues au laboratoire.

Particulièrement pour les cimentations à haute et moyenne température, la densité sera aussi

proche que possible de la valeur prévue par le programme. Elle sera éventuellement ajustée

pendant l'homogénéisation par addition d'eau ou de ciment. Dans certains cas, en effet,

l'expérience montre qu'une variation de densité de 0.03 (3 points) peut entraîner une

modification du temps de pompabilité allant jusqu'à 1 heure.

S'il existe une forte incompatibilité entre la boue et le laitier, on utilisera non seulement un

fluide intermédiaire (spacer) de tête, mais aussi un fluide intermédiaire de queue. Celui-ci, en

fin de chasse, devra couvrir la connexion train de pose/tête de la colonne perdue. Lors de la

circulation inverse de l'excès de laitier, ce dernier se trouvera au contact du fluide

intermédiaire et non de la boue.

La mise en œuvre d'un excès de laitier est uniquement liée à la géométrie éventuellement

irrégulière du découvert. Le volume de laitier correspondra à la somme :

du volume de l'annulaire découvert/colonne perdue, calculé à l'aide de la diagraphie

caliper ;

du volume de l'annulaire tubage précédent / colonne perdue (overlap), correspondant à

une hauteur de 80 à 150 m ;

du volume intérieur du liner, compris entre le sabot et l'anneau de retenue.

La hauteur de laitier remontant dans l'annulaire tubage/colonne perdue sera calculée en

fonction du gradient de craquage de la formation (en tenant compte de la densité équivalente à

la fin du déplacement et pendant la circulation de l’excès de ciment).

Le conditionnement de la boue aura lieu lorsque la colonne perdue sera en place, avant

ancrage de la suspension (après ancrage, il y aurait restriction du passage de boue). Dans tous

les cas, on s'assurera, avant de pomper le laitier, que le puits est propre, que le bouchon de gaz

éventuel a été évacué et que le fond gazeux est compatible avec les impératifs de sécurité. [9]

3.8.1. Descente de la colonne perdue :

Noter le poids du moufle seul Pm ;

Descendre la colonne perdue en la remplissant après introduction de chaque tube et en

serrant toutes les connexions au couple voulu ;

Visser et bloquer (en vérifiant le blocage) l'ensemble manchon de pose/dispositif de

suspension (setting sleeve/hanger) ou packer/dispositif de suspension ;

Vérifier le vissage à gauche de l'outil de pose ;


40

Reprendre avec le moufle, l'ensemble dispositif de suspension / outil de pose / colonne et

noter le poids Pe. En déduire le poids de la colonne dans la boue : Pliner = Pe – Pm ;

Effectuer toute la descente avec précaution et en respectant les règles déjà établies pour

les cimentations primaires ;

Éviter de faire tourner la garniture au blocage des tool-joints. S'il s'agit d'une suspension

mécanique, utiliser deux clés et verrouiller la table ;

Respecter la vitesse maximum de descente autorisée pour éviter les surpressions néfastes

pour le point fragile ;

Remplir la garniture tous les cinq longueurs ;

Lorsque l'extrémité de la colonne perdue se trouvera au niveau du sabot du tubage

précédent, établir la circulation et déplacer au moins le volume intérieur de fluide pour

évacuer le bouchon d’air ;

Continuer la descente et ajuster la garniture de façon à ce que le premier manchon de

tiges soit, au maximum, 2 m au-dessus de la table ;

Lorsque la colonne perdue est en place, noter le poids de l'ensemble en remontant Ph et

en redescendant Pb la garniture :

Soit Pb Ph

E2

Calculer le poids des tiges dans la boue (Pt) :

Pt = E – Pe [9]

3.8.2. Ancrage de la colonne perdue :

Si un mouvement rotatif est prévu, on pourra ancrer la colonne (rotating liner hanger) puis la

faire tourner pendant la circulation jusqu'à la fin de la cimentation.

Si un mouvement alternatif est appliqué, il conviendra d'ancrer la suspension en fin de

circulation ou avant la fin du déplacement du laitier (en général, par sécurité, on préfèrera

réaliser l'ancrage avant l'injection du laitier).

Si la cimentation doit être faite au droit d'une zone à gaz, le mouvement alternatif n'aura lieu

que pendant la circulation.

Si aucun mouvement n'est appliqué à la colonne, l'ancrage aura lieu en fin de circulation.

La suite des opérations est donnée ci-après.

Monter la tête de circulation et tester les lignes ; prévoir une longueur de flexibles

compatible avec les mouvements à appliquer ;


41

Remonter la colonne perdue de 2 m au-dessus de la cote théorique de pose et déplacer par

circulation au moins son volume intérieur augmenté de celui des tiges. La pression ne devra

jamais être suffisante pour ancrer la suspension hydraulique.

A/ Ancrage avec suspension mécanique :

Poser sur cales ;

Tourner un tour à gauche, puis maintenir la garniture avec une clé (les lames rigides de

centrage appliquées sur l'intérieur du tubage précédent cimenté empêchent l'ensemble de la

colonne perdue de tourner ; seul tourne le joint rotatif ou swivel) ;

Dégager lentement et retirer les cales ;

Relâcher pour ancrer les coins de la suspension ;

Relâcher le poids de la colonne pour vérifier que l'ancrage a bien eu lieu et poser un poids

de 100 à 150 kN (10 à 15 tonnes). Les coins de suspension (slips) doivent s'ancrer après une

descente de 50 cm. Sinon recommencer l'opération.

B/ Ancrage avec suspension hydraulique :

Jeter la bille et attendre le temps nécessaire pour qu'elle atteigne son siège (vitesse de

chute : environ 150 m/min). Ne pas pomper pendant la chute ;

Une fois la bille placée sur son siège, accroître la pression et poser le poids de la colonne

augmenté de 10 à 15 tonnes. Si la suspension n'est pas ancrée, refaire autant d'essais que

nécessaire en accroissant, à chaque fois, la pression de 200 psi ;

Une fois la suspension ancrée, augmenté la pression pour éjecter la bille après

cisaillement des goupilles de retenue. Cette bille sera récupérée par le récepteur (ball catcher).

[9]

3.8.3. Dévissage de l'outil de pose :

Dans les cas de mouvement rotatif (pendant la circulation et la cimentation) ou de mouvement

alternatif (ancrage à la fin de la circulation ou juste avant la fin du déplacement), on dévissera

l'outil de pose à la fin du déplacement. Si aucun mouvement de la colonne n'est prévu, le

dévissage de l'outil de pose aura lieu après ancrage, avant la cimentation. Pour dévisser l'outil

de pose :

mettre le point neutre au niveau du setting tool ou un peu en dessous ;

tourner d’une dizaine de tours à droite (contrôler les retours de la table) ;

dégager d'un mètre pour vérifier qu'on a bien perdu le poids de la colonne ; si ce n'est pas

le cas, revenir au point neutre, ajouter 2 tours à droite, dégager et vérifier le poids perdu ;


42

dans le cas d'un packer mécanique, veiller à ne pas mettre l'écrou supérieur de l'outil de

pose en butée (vérifier le nombre de tours), ce qui aura pour effet de gonfler prématurément le

packer, et veiller à laisser la canule engagée dans la vanne à soupape (flapper valve). [9]

3.8.4. Circulation de l’excès de ciment :

A la fin de la cimentation, on dévisse le setting tool et on le remonte de 5 à 10 m au-dessus du

top du liner et on procède à l’évacuation de l’excès de ciment soit par une circulation inverse

ou directe. [9]

3.9. Incidents de la cimentation d’un liner :

1. Pertes partielles <10% du débit de circulation :

Causes possibles : Terrains légèrement perméables ;

Remèdes : Procéder à la suite des opérations, en majorant le volume de laitier en liaison.

2. Pertes partielles >10% du débit de circulation :

Causes possibles : Terrains moyennement perméables ;

Remèdes : Tenter de colmater avec du CaCO3, en cas d’échec remonter le liner.

3. Pertes pendant cimentation :

Causes possibles : Pertes dues aux modifications des conditions hydrostatiques du puits.

Remèdes : N’ancrer le packer que si le bilan des volumes conduit à la présence de laitier

dans au moins 50% de l’overlap. Si Packer non ancré, faire une circulation directe et non

inverse.

4. Pression de circulation anormalement basse :

Causes possibles : Stinger du running tool sorti de son logement : anomalie de poids,

problème de pompe, tige sifflée ou fuite à la garniture d’étanchéité du setting tool, tige

sifflée ;

Remèdes : Tenter de le réengager afin de reprendre la circulation, utiliser une autre

pompe en cas d’échec remonté le liner.

5. Pression de circulation anormalement élevée :

Causes possibles : Restriction de l’annulaire ;

Remèdes : Circuler et traiter la boue si nécessaire, en tournant et réciproquant si possible

jusqu’à obtenir des conditions convenables, essayer de déterminer la cause exacte du

problème et décider au cas par cas.

6. Coincement dans le découvert avec circulation :

Causes possibles : Restriction de l'annulaire ou coincement par pression différentielle ;


43

Remèdes : Tenter de décoincer en traitant éventuellement la boue, en cas d’échec

cimenter le liner en position.

7. Coincement dans le découvert sans circulation :

Causes possibles : Restriction de l'annulaire ou coincement par pression différentielle ;

Remèdes : Situation très critique qui sera traitée au cas par cas.

8. Difficultés d’ancrage de la suspension :

Causes possibles : Si hanger hydraulique : tarage des vis de cisaillement incorrectes, bille

non siégée, problème mécanique ;

Si hanger mécanique : problème de slips non libérés, ou glissement des patins dans le

tubage ;

Remèdes : Augmenter la pression par paliers de 200 psi maintenus plusieurs minutes, en

se limitant à une pression inférieure à 85% de la pression de cisaillement du shear out ball

sub, répéter les opérations de libération des slips et d'ancrage, après avoir circulé si

nécessaire, en cas d’échec poser le liner au fond du puits ou le remonter .

9. Glissement du hanger :

Causes possibles : Défauts d’ancrage du hanger ;

Remèdes : Faire glisser le liner jusqu’au fond.

10. Pas de désengagement du setting tool (avant cimentation) :

Causes possibles : Coincement du setting tool dans le setting sleeve ou glissement du

Hanger dans le tubage ;

Remèdes : remonter le liner, Prévenir le glissement par l’utilisation d’un hanger à doubles

patins d’ancrage.

11. Pas d’à-coup de pression lors du cisaillement du wiper plug :

Causes possibles : A-coup masqué par les fluctuations de débit de chasse (effet de tube en

U) et de pression ou pump down plug n’est pas largué ;

Remèdes : Continuer la chasse.

12. Pas d’à-coup de pression final :

Causes possibles : Volume de chasse trop faible, ancrage du wiper plug ou du pump

down plug défectueux, pump down plug n’est pas largué ou système d'étanchéité

défectueux au niveau du setting tool ;

Remèdes : Pomper un excédent de chasse qui ne devra pas excéder la moitié du volume

du shoe track. [2]


44

Conclusion :

Nous avons dit antérieurement que l’opération de tubage et cimentation représente une

partie majeure du coût total du forage, à cet effet, les chercheurs et les spécialistes de forage

essayent de minimiser le coût de forage en concentrant des recherches sur cette opération, ce

qui a abouti à l’invention d’une colonne réduite dite perdue ou liner et quoi a pour but

principal d’optimiser les coûts du tubage.

CHAPITRE III

Etude de cas puits NBAT-1

Chapitre 3 Etude de cas puits NBAT-1

45

Introduction :

Le forage Nord Bir El Atrech-1 (NBAT-1) est implanter dans le but de confirmer l’extension

vers le Nord des hydrocarbures mis en évidence au niveau du puits NBAT-1 et s’inscrit aussi

dans le cadre d’un programme d’exploration des réservoirs triasiques et ordoviciens de la

structure de Bir El Atrech déjà mise en évidence par le puits NBAT-1, réalisé en 1991, et dont

les résultats ont montré un intérêt très prometteur au droit du réservoir Trias (Série Inférieure).

[11]

1. Localisation du puits NBAT-1 :

Ce puits est situé dans le périmètre de Touggourt 2 et on peut le accéder en prendre la route

goudronnée vers Touggourt sur une distance de 62Km, de là tourner à droite et prendre la piste

existante menant au puits SBBR-1 sur une distance de 73.5Km, puis bifurquer à gauche en

direction Nord et suivre l’itinéraire jalonnée sur une distance de 9.8 Km.

Les coordonnées d'implantation du puits NBAT-1 sont les suivantes :

UTM (fuseau N° 32) :

X = 258378.3m

Y = 3613399.5m

Géographiques :

Latitude : 32°38’03’’.36242 N

Longitude : 06°25’28’’.23288 E

Altitude : Zs = 122.48 m

Zt = 133.184 m

Élévation table de rotation : 10.7 [11]


46

Fig. 3.1. Plan de position du forage. [11]


47

2. Données générales sur le puits NBAT 1 :

Nom du puits NORD BIR EL ATRACH-1

Sigle NBAT-1

Région Touggourt 2

Wilaya Ouargla

Bloc 433 a1/416 b1

Permis Amguide -Messaoud

Prospect STRATIGRAPHIQUE

Coordonnées UTM

(fuseau 32)

X = 258378.3m

Y = 3613399.5m

Profondeurs

Coordonnées géographiques X = 32°38’03’’.36242 N

Y = 06°25’28’’.23288 E

Altitude Zs= 122.484 m

Objectifs primaires Trias T2+T1

Série inf.

3704m

3876m

Objectif secondaire Grés d’Ouargla

Quartzites d’el Hamra

4099m

4189m

Formation d’arrêt de forage Argiles d’El Gassi : +/- 4259m TD à 4310 m

Durée prévue 74.89 jours

Appareil de forage ENTP#227

Début de forage 02/09/2016

Fin de forage 07/01/2017

Tab. 3.1. Données générales sur le puits NBAT 1. [11]


48

3. Données générales de l’appareil de forage :

Nom de l'appareil ENTP#227

Construction KERUI

Entrepreneur ENTP

Prof. Max. de forage 7000m

Capacité de stockage

Ciment 200 t

Baryte 500 t

Bac à boue 420m³

Carburant 120m³

Eau de forage 240m³+ 50 m³ Sécurité

Équipements de forage

Treuil KERUI E2000.DC

Top Drive :Canrig :1250AC, 1150HP,

500Ton

Pompes : NOV 1600 HP

Moteurs Caterpillar (nr. 4) CAT 3512B.

Générateurs 1000 KVA (nr. 4)

Tab. 3.2. Données générales de l’appareil de forage. [11]


49

Tab. 3.3. Fiche Stratigraphique du puits NBAT-1. [11]

ERE Etage

Tops (m) Epais.

Prévis.

Réel

s MD

TOP

Réel

s MD

BTM

Cote

elec Prévis Réels

CENOZOIQUE Mio-Pliocène - 12 244 248 213 232

Eocène 225 244 400 393 177 156

ME

ZO

ZO

IQU

E

CR

ET

AC

E

Sénonien Carbonaté 402 400 658 659.5 255 258

Sénonien Anhydritique 657 658 899 885 244 241

Sénonien Salifère 901 899 970 962.5 74 71

Turonien 975 970 1050 1051 79 80

Cénomanien 1054 1050 1231 1233.5 183 181

Albien 1237 1231 1516 1520 295 285

Aptien 1532 1516 1548 1550.5 29 32

Barrémien 1561 1548 1875 1872.5 326 327

Néocomien 1887 1875 2112 2116 251 237

JUR

AS

SIQ

UE

Malm 2138 2112 2367 2365 237 255

Dogger Argileux 2375 2367 2445 2447 85 78

Lagunaire 2460 2445 2598 2600 87 153

Lia

s

Anhydritique 2547 2598 2942 2943.5 400 344

Salifère 2947 2942 3004 3008 61 62

Horizon B 3008 3004 3045 3050 53 41

Salifère S1+S2 3061 3045 3300 3303 246 255

Salifère S3 3307 3300 3467 3470 170 1167

Argileux 3477 3467 3528 3533.5 60 61

Tri

as

S4 3537 3528 3671 3672 126 143

ARGILEUX 3663 3671 3704 3712.5 41 33

T2+T1 3704 3704 3845 3851 122 138

Eruptif 3826 3845 3883 3877 50 40

Série Inf. 3876 3883 3940 3949 58 58

PA

LE

OZ

OIQ

UE

Ord

ov

icie

n

Silurien 3924 3940 3940 3949 10 0

Silurien radioactif 3934 3940 3999 4005 60 59

Dalle de M’kratta 3994 3999 4011 4009 10 11

Argile Micro 4004 4011 4130 4134 95 118

Grès D’Ouargla 4099 4130 4190 4196 90 62

Q-Hamra 4189 4190 4229 4235 55 39

Grès Atchane 4244 4229 4240 4248 15 11

Argile d’el gassi 4259 4240 4290 4293 51

TMD +/- 4290 4290

TVD


50

4. Les puits voisins :

Tab. 3.4. Les coordonnées des puits voisins. [11]

Fig. 3.2. Position des puits voisins. [11]


51

5. Profil de puits :

Fig. 3.3. Profil de puits. [11]


52

6. Description du Liner et sa mise en œuvre :

6.1. Instruction d‘habillage de la colonne :

LE : 16/01/2017

WELL : NBAT-1

RIG : TP-227

Sabot (Shoe) à clapet anti-retour vissé sur le premier tube à descendre dans le puits ;

Anneau de retenue (Float collar) à clapet anti-retour vissé sur le manchon du premier

tube ;

Landing collar vissé sur le manchon du troisième tube. Il permet de retenir les bouchons

de cimentation en fin d’opération ;

Un centreur souple spiralé placé sur chaque tube ;

Deux stops collar fixés aux extrémités de chaque centreur. [10]

Dispositifs de centrage des colonnes

Stop Collars à broches Stop Collars à vis

Sabot Anneau de retenue Landing collar

Fig. 3.4. Eléments d’habillage de la colonne. [10]


53

6.2. Instruction de descente TBG 4 ”1/2 :

LE :17/01/2017

WELL: NBAT-1

RIG: TP-227

- Montage des équipements de surface ENTP (matériel descente casing 4"1/2) ;

- Montage ENSP power tong + conduite de remplissage (shikzane) ;

- Faire le prejob safety meeting with all the crew;

- Descente tubing 4"1/2 : vissage joint n°01 et joint n°02 avec tube lock ;

- Vissage float collar 4"1/2 + joint n°03 avec tube lock ;

- Teste fonctionnement clapet de sabot et float collar ;

- Vissage landing collar 4"1/2 + joint n°04 avec tube lock ;

- Remplissage joint n°05 et confirme chaque 10 joint.

Nb :

pour les premiers joints prévoir un collier de sécurité ;

Graissage en surface des joints à partir du joint n°4 box (Graisse SH) ;

Eviter la rotation et les coups de rotation durant la descente.

- Au joint n°85 a la cote 762m aviser operateur liner SLB et SV/SH ;

- Montage liner hanger en présence d’opérateur liner ;

- Noter le poids vers le haut et vers le bas (sans circulation) ;

- Circuler volume intérieur du liner 6m3 avec Q=600lpm Prmax=900psi ;

- Continuer la descente avec les tiges 3’’1/2 et 5’’ (calibrer tous les garnitures avec calibre

OD 2’’) ;

- Arrive le sabot 7’’ soit 3665m -Noter le poids vers le haut et vers le bas et faire une

circulation volume intérieur avec Q=600lpm Prmax=900psi ;

- La descente dans le découvert en présence d’opérateur liner SLB.

Nb :* si pose +5t connecter top drive et descendre avec circulation.

- Descendre dernier langueur avec circulation ;

- Au fond confirmation du fond et ajustage colonne ;

- Monter la tête de cimentation NPS ;

- Flasher et testé la ligne de cimentation @ 4000psi pendant 10 min ;

- Circulation bottom’s up Q=600 l/min Pr max=900psi

- Set Liner hanger ;

- Circulation pendant 04hr Q=600 l/min Pr max=900psi.


54

Fig. 3.5. Equipements de fond liner 4’’1/2. [10]


55

6.3. Consignes de l’ancrage et cimentation liner 4.5’’1/2 :

LE : 19/01/2017

WELL : NBAT-1

RIG : TP-227

6.3.1. Ancrage :

- Descendre le liner en respectant la vitesse donnée par l’opérateur liner ;

- Noter le poids du liner vers le haut et vers le bas (sans circulation) ;

- Topper le fond en circulation ne pas dépasser la pression max soit 900 Psi ;

- Rig up tète de cimentation SMITH ajusté à +/- 2m du planché ;

- Rig up de la ligne de cimentation ;

- Flacher et testé la ligne de cimentation 4000 psi pendant 10 min ;

- Circuler 100 % bottom up ;

- Ancrage du Liner hanger :

L’ancrage du Liner Hanger se fait par la mise en pression de l’intérieur du Liner,

qui fera monter une chemise coulissante portant les coins qui viendront s’engager sur

les cônes, un ressort de rappel est placé pour ramener les coins à leurs positions initiales

dès que la pression est relâchée. cette chemise peut être verrouillée par des goupilles de

cisaillement tarées à une pression déterminée, dès que la pression nécessaire au

déplacement est atteinte, ce qui se signale par un léger à-coup au manomètre de pression

au moment de la rupture des goupilles de cisaillement, lâcher rapidement du poids sur

la suspension qui doit s’ancrer immédiatement.

La montée en pression du Liner s’obtient par le jet d’une bille qui va se poser sur le

siège éjectable fixé au-dessous du Dual Wiper Plug, cette bille ne devra jamais être

pompée au moment de son arrivée sur son siège, elle devra y parvenir de son propre

poids.

Nb : Procédure d’ancrage du liner hanger selon les recommandations de l’opérateur liner.


56

Fig. 3.6. Liner hanger [10]

6.3.2. Cimentation :

- Circulation pendant 04hr Q=500 l/min la pression max= 900 Psi ;

Pompage ciment avec l’unité de cimentation

- 08 m3 (50.3 bbl) de spacer d=1.70 Q=500 l/min (3.15 bpm) ;

- 09.13 m3 (57.42 bbl) de Laitier d=1.90 Q=500l/min (3.15 bpm) ;

- Larguer la DART (top plug) :

- Confirmer le passage du plug par le témoin.

Chasse avec unité de cimentation avec, volume total = 28.86 m3

- 1.59 m3 (10 bbl) eau Q=500l/min (3.15bpm) ;

- 24.88 m3 (156.5bbl) boue d=1.60 Q=500l/min (3.15bpm) ;

- 2.38 m3 (15 bbl) eau Q=500l/min (3.15bpm) ;

- First bump 145 bbl ;

- Last bump 181bbl.

Coup de pression et test colonne

- Tester la colonne a 3500 Psi pendant 10 min ;

- Purger par l’unité et voir le retour- si ok ;

- Ancrage du packer :

L’ancrage du liner packer est réalisé par un système mécanique, en exerçant un

poids pour l’ouverture du système d’étanchéité. Généralement, cet ancrage se fait

après l’opération de cimentation.


57

- Remonter 1 m au-dessus de top liner et circuler l’excès du ciment jusqu'à retour

de la boue propre ;

- Remontée setting tool au jour.

NB:

- Le boueux Prendre les échantillons du spacer, du laitier, du ciment et de l’eau de

gâchage ;

- L’accrocheur et boueux mesurent la densité de laitier et spacer ;

- Séparer le retour de la boue du bac d’aspiration pendant la chasse pour comparer le

volume pompé et celui récupéré ;

- Si anomalie pendant la cimentation ou pendant la chasse, aviser directement le SV.

Fig. 3.7. Liner packer. [10]


58

Fig. 3.8. Ancrage de liner. [4]

Fig. 3.9. Cimentation et ancrage de packer. [4]


59

6.3.3. Calcule de Cimentation :

a. Vérification de la colonne du tubage 4"1/2 :

Pour les calculs on tient compte les efforts suivants :

- Pression d’écrasement

- Pression d’éclatement

- Tension à la limite élastique (traction).

Donc la colonne doit vérifier ces trois efforts avec des coefficients de sécurité :

- Kecr = 1,125

- Kecl = 1,1

- Ktra = 1,75

b. Calculs volume de laitier :

Pour la cimentation de ce type de liner, on doit calculer :

Volume de laitier nécessaire pour couvrir tous l’annulaire du liner

Le volume de boue nécessaire pour la chasse

Débit de refoulement (chasse)

Pour cela on a les données suivantes :

Diamètre de l’outil 6’’et 81/2’’

Profondeur du puits : 4290m

Cote mesurée : 4290 m

Cote verticale (TVD) : 4290 m

Position de sabot 7"= 3665m

Top du liner : 3516 m

Cote d’ancrage du Liner Hanger : 3517 m

Cote du landing collar : 4002 m

Densité de la boue : d= 1,55

(D’après le formulaire du foreur) Casing -

Drill pipe open Hole

volumes unitaires (l/m)

CASING 7" 19,38

TUBING 41/2" 7,79

DP 31/2"/DP 5” 3,82/ 9,05

Open Hole 81/2 ‘’ 36,31

CASING 7"- DP 31/2" 12,80


60

CASING 7"- tubing 41/2" 9,12

Open Hole 6" – tubing 41/2" 8,00

Tab. 3.5. Tableau des volumes unitaires. [10]

c. Calcul du volume total de laitier :

Vtotal = V1 + V2+V3

V1: volume Open hole 81/2" - tubing 41/2"

V2: volume casing 7"- tubing 41/2"

V3: volume casing 7"- DP 31/2"

Calcul de V1 : V1= Cp( open hole – 41/2")x 1,25 x H

L’excess: 25% 9,10": résultat de Calibre

H = 4065 – 3665 = 400 m

V1= 0,0005067x ((9,10)2 – (4,5)2 )x 400 x 1,25 = 10,28 m3

V1= 12,28 m3

Calcul de V2: V2= Cp (7"- 41/2") x H

H = 3665 – 3516 = 149 m

V2= 149 x 9,12 = 1,36 m3

V2=1,36 m3

Calcul de V3 : V3 = CP (7"- 31/2") x H

H = 3517 – 3467 = 50 m

V3 = 12,80 x 50 = 0,64 m3

V3= 0,64 m3

Vtotal = 10,28+1,36+0,64= 12,28 m3

Vtotal= 12,28 m3

Calcul du volume total de chasse : VCH

V = CP (Drill pipe ) x H

Drill pipe 5" 1768 m

Drill pipe 3"1/2 1850 m

Tubing 41/2" 445 m

V1= 9,05x1768 V2 = 3,82 x1850 V3 = 445 x7,79

= 16 m3 =7,067 m3 =3,46 m3

Vt =26,527 m3

Le volume totale de la boue chasse : VT =26,527 m3


61

d. Calcul de la quantité de ciment :

La densité du laitier utilisé est d1 = 1,9 de classe G, d’un rendement R= 1,046 m3/t

D’après le formulaire du foreur, le volume d’eau douce nécessaire pour 100 Kg de ciment est

: 44,1 L/100 Kg

Qc = VL/ R

Qc = 14,13 / 1,046

Qc = 13,508 t

e. Calcul du débit de chasse critique : (QCr) (l/mn)

Il faut déterminer le débit de chasse adéquat pour avoir la turbulence dans l’annulaire, pour un

fluide binghamien on utilise l’équation suivante : �� = ��

Vcr : vitesse critique

S : section de l’espace annulaire ��=�, (��+√��+��, �� )

AN: Vcr = 3,04(6−4,5)∗1,90(17+√172+40,05∗(18)∗(1,5)2∗1,90)

PV=17 cP

YP= 18 lb /100ft2

Open Hole 6’’

Tubing 41/2"

S = π (r12 - r22) /4 S = 0, 0079 m

Vcr= 80, 01 m/min

Qcr = 80,01x 7,79

Q= 623,27 l/min

Donc le débit de chasse du laitier sera inférieur à 623,27 l/min pendant le forage pour avoir un

bon régime d’écoulement (turbulence) on appliqué le débit 700l/min

Remarque : Vcr < V donc le régime de débit est turbulence.

7. Incidents d’un liner qui existe dans le puits et le remède :

7.1. Incidents :

C’est l’écrasement à l’intérieure d’un liner hanger (système de suspension) à cause d’un

mauvais ancrage (pression différentiel entre les chiens d’ancrage et le sabot d’un liner 7’’) et

d’une fragilité de l’Equipment utilisé.

7.2. Solution :

Pour remédier à ce problème, ils ont fait une opération de fraisage pour enlever le liner hanger

et remplacer par un autre liner en cours de fraisage, la garniture utilise cisailler et perdu l’outil

de fraisage (taper mill) sur le puit.


62

Fig. 3.10. well bore chimatic. [12]

Cette opération de fraisage à trouver des problèmes et des difficultés technique puisque

l’appareil de forage n’a pas les équipements nécessaires pour ce genre de l’opération.

Alors ils sont abandonnés le puits et en faire le DTM pour attendant un autre appareil de work

over pour fraiser et repêcher.


63

Abandonnement de puits :

Etat du puits : Profondeur atteinte : 4290 m (Cote Sondeur)

Formation atteinte : Argile d’El Gassi.

Casings : 30" Sabot à 202 m

18"3/8 Sabot à 411 m

13"3/8 Sabot à 696 m

9"5/8 Sabot à 2634 m

Liner 7" Sabot à 3665 m, top à 2476 m

Liner 4"1/2 Sabot à 4289 m, top à 3515 m

Programme d’abandon définitif :

Mise en place Bouchon de ciment n°1 de 3527 à 3460 m au droit de top liner 4"1/2 ;

Mise en place Bouchon de ciment n°2 de 3100 à 2950 m au droit de l’Horizon B ;

Mise en place Bouchon de ciment n°3 de 2530 à 2420 m Top liner 7" ;

Mise en place Bouchon de ciment n°4 de 1570 à 1180 m au droit de l’Albien ;

Mise en place Bouchon de ciment n°5 de 300 m jusqu’en surface ;

Soudure plaque d’identification du puits ;

Réhabilitation des lieux.


64

Fig. 3.11. Schéma d’abandon définitif du puits NBAT-1. [12]

Conclusion :

L’équipement hanger utilisé pour le puits NBAT-1 est du type hydraulique très récent dans

l’industrie pétrolière. Son fonctionnement nécessite un suivi très rigoureux et indispensable

dans la séquence des pressions générées pour l’ancrage de l’outil et le cisaillement des

goupilles.

CONCLUSION

Conclusion

65

Conclusion et recommandations

Le choix de la cimentation d’un liner est très délicat vue sa dépendance de plusieurs

paramètres très compliqués. Un compromis est plus que nécessaire tout en s’esquissant sur la

primordialité des objectifs qui seront tracés par des ingénieurs qualifiés en se basant sur

diverses études.

La cimentation d’une colonne perdue est une opération très critique, ça réussite est limitée

par plusieurs critères :

Les conditions du puits (pression, température, …)

Les éléments constitutifs du liner (outils à pression différentielle)

Caractéristiques des fluides utilisés (laitier, spacer, preflush et la boue)

Le suivi de l’opération de descente, ancrage et cimentation du liner nous permet

d’examiner la difficulté et les préparations que nécessitent ces opérations, vu les dommages

qu’on peut engendrer au puits comme l’ancrage de liner hanger le cas de puits NBAT-1.

Il existe plusieurs variétés de liner hanger (chacun a son principe de fonctionnement).

Aussi, il est recommandé de bien comprendre le principe de fonctionnement des différentes

parties du liner et s’assurer de son bon état, de la préparation du trou, avant d’entamer la

descende et de rester vigilant pendant toutes les étapes de l’opération en assurant l’application

parfaite des consignes et recommandations de l’opération (Débit de refoulement, Vitesse de

descente, remplissage…) pour réaliser la descente du liner dans les meilleures conditions

techniques et économiques les plus intéressantes.

Bibliographie

Bibliographie

[1] : Ciments et laitiers (© Copyright 2006 ENSPM Formation Industrie – IFP

Training).

[2] : Cimentation d’une colonne perdue (© Copyright 2005 ENSPM Formation

Industrie IFP Training).

[3] : Drilling Engineering Workbook A Distributed Learning Course (80270H Rev.

B December 1995)

[4] : Diagraphie de cimentation [IFP 05] Institut Français du pétrole publications :

2005.

[5] : Formulaire du foreur. (Edition, 1999).

[6] : Le liner Fait par : A. Slimani DIVISION FORAGE DEPARTEMENT

FORMATION Décembre 2002.

[7] : La géologie de l'Algérie (Contribution de SONATRACH Division Exploration,

Centre de Recherche et Développement) H.Askri, A.Belmecheri,

B.Benrabah ,2005 .

[8] : La cimentation primaire (copyright 2006, ENSPM formation industrie).

[9] : PROCEDURES GENERALES ET SPECIFIQUES DE POSE DES LINERS

(Visa : DRMD M. BENYOUCEF / Approbation : M. DJOUA) le 02/2007.

[10] : Programme de cimentation du puits NBAT-1, NPS, le 19/01/2017.

[11] : Programme de forage sonatrach puits NBAT-1 le 01/09/2016.

[12] : Rapports journaliers d’ENTP (TP 227) le 16-17-18/01/2017.

الملخص:

الى حفارة (جھاز الحفر)تركیب ال انطلاقا من النفط،في مجال استغلال والاكثر حساسیة ھمعملیة الحفر ھي الخطوة الا

تكمن في متابعة إنزال نافإن دراست البئر جدارالمحیطة ب وتكلفة الانابیب ولتقلیل عدد الإنتاج.في وضعیة اغایة جعلھ

عزلھم عن طبقات لتقویة الكتامة بین الانابیب و والذي یھدف 1/2’’4 الضائع الأنبوبب وسمنتة أنبوب خاص یعرف

الانبوب.ة فتكون ما بین الفراغ الجانبي واما السمنت'') و7ي الانبوب الضائع السابق (ذلك بتعلیقھ فو الارض،

’’7الضائع الانبوب، الفراغ الجانبي، ، السمنتة، الكتامة’’4الانبوب الضائع :مفتاحیةكلمات

Résume :

L’opération de forage constitue l’étape la plus importante et la plus délicate dans toute

exploitation pétrolière, depuis l’installation de l’appareil de forage jusqu'à la mise en

production du puits. Afin de réduire le nombre et le coût du tubage, notre étude consiste en un

suivi du déroulement de la descente et la cimentation d’une colonne, et plus précisément le

liner 4’’1/2 (puits NBAT1, Hassi-Messaoud). Celui-ci assure l’étanchéité et l’isolation des

formations ; il doit être suspendu dans la colonne précédent la « 7’’ », et leur cimentation se

fait dans l’espace annulaire (trou-tubage 4’’1/2 et tubage 4’’1/2- tubage 7 ’’).

Mots clés : Liner 4''1/2 ; le liner 7’’ ; cimentation ; descente ;

Abstract:

The drilling operation is the most important and delicate step in oil exploitation, from the

installation of the rig until the production from the well. To reduce the number and cost of the

casing, our study is to follow-up the descent and the cementing of a column, specifically the

liner 4’’1/2 (well NBAT1, Hassi-Messaoud). It ensures the tightness and insulation of casing

from the formations; it should be suspended in the previous column the "7’’", and its

cementation occurs in the annular space (hole-casing 4’’1/2 and casing 4’’1/2 - casing 7’’).

Keys words: liner 4’’1/2; liner 7 ''; annular space; cementation; descent

Descente et cimentation du liner 4’’1/2...Auparavant, ces colonnes de tubage sont cimentées...

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