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RECHERCHE ETEXPLORATION DU

PETROLE

SommaireCHAPITRE I : INTRODUCTION GENERALE

CHAPITRE II : NOTION DE GEOLOGIE DU PETROLE

CHAPITRE III : SISMIQUE PETROLIERE

CHAPITRE IV : FORAGES PETROLIERS

CHAPITRE V : DIAGRAPHIES PETROLIERES

CHAPITRE VI : EXPLOITATION DES GISEMENTS D’HYDROCARBURES

CHAPITRE VII : EQUIPEMENTS DES CHAMPS PETROLIERS

CHAPITRE VIII : ORGANISATION ET GESTION DES PLATES-FORMES PETROLIERES

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CHAPITRE I : INTRODUCTION GENERALE

I. L’INDUSTRIE PETROLIEREL’industrie pétrolière comprend :

Le secteur amont qui est constitué de l’ensemble des activités d’exploration (recherche)et de production ;

Le secteur aval qui part du raffinage jusqu’au consommateur final en passant par letransport, le stockage et la distribution.

Figure 1 : La chaine de l’industrie pétrolière

II. L’EXPLORATION PETROLIEREC’est l’ensemble des études menées en vue de découvrir une accumulation d’hydrocarburesliquides ou gazeux techniquement et économiquement exploitable. Ces réservoirs serencontrent plus ou moins profondément dans les bassins sédimentaires où ils sont reconnuspar un forage.La prospection pétrolière se fonde principalement sur les sciences de la Terre que sont lagéologie et la géophysique.

1. Disciplines géologiques intervenant dans l’exploration pétrolièreLes disciplines géologiques qui interviennent dans l’exploration pétrolière sont :

a. La sédimentologieC’est l’étude des processus de formation des roches sédimentaires. Elle permet de reconstituertoutes les conditions ayant permise la mise en place des sédiments.

b. La pétrographieC’est l’étude descriptive des roches.

c. La stratigraphie

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C’est l’étude de la succession des différentes couches géologiques ou strates qui lorsqu’elles’effectue à partir du contenu biologique est appelée biostratigraphie qui comprend lapalynologie (étude du contenu végétal) et la micropaléontologie (étude du contenu animal).

d. La géochimieC’est l’étude des caractéristiques chimiques des roches.

e. Les diagraphiesCe sont tout enregistrement d’une caractéristique d’une formation géologique traversée par unforage en fonction de la profondeur. On distingue 2 types de diagraphies : les diagraphiesinstantanées qui s’effectuent au cours du forage et les diagraphies différées qui s’effectuenten fin de forage.

2. Disciplines géophysiques intervenant dans l’exploration pétrolièreLes disciplines géophysiques qui interviennent dans l’exploration pétrolière sont :

a. La gravimétrieC’est l’étude des variations de pesanteur en fonction des densités des couches sédimentairesprêtes de la surface. Elle donne des indications sur la nature et la profondeur des couchessédimentaires.

b. La magnétométrieC’est l’étude des variations du champ magnétique par un magnétomètre et qui permet dedétecter les anomalies et les variations locales du champ terrestre.

c. La sismiqueC’est la propagation des ondes sismiques à partir d’une source à travers les couchesgéologiques. Elle permet de visualiser les structures géologiques grâce à l’analyse des échosdes sondes sismiques.Les techniques et méthodes de la géologie et de la géophysique vont permettre de localiser ungisement potentiel.Remarque : la reconnaissance de la présence effective d’une accumulation d’hydrocarburenécessite la réalisation d’un forage pétrolier appelé forage d’exploration.

III. LA PRODUCTION PETROLIERELa production pétrolière est l’ensemble des techniques qui permettent de produire c'est-à-dired’exploiter un champ pétrolier. Elle nécessite la mise en place des dispositifs et équipementsdevant permettre l’extraction, le traitement, le stockage et l’expédition des hydrocarbures.

IV. MISE EN ŒUVRE D’UNE CAMPAGNE D’EXPLORATIONLa réussite d’une campagne d’exploration nécessite un degré de connaissance du bassin de lazone à explorer.Tout d’abord, les études géologiques sont menées afin de permettre la compréhension du cadregéologique et pouvoir émettre des hypothèses sur le système pétrolier (c’est l’association des

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facteurs géologiques majeurs tels que la présence d’une roche mère, la migration, la présenced’une roche réservoir et les pièges qui pourraient avoir été favorables à des accumulationsd’hydrocarbures).Ensuite des études géophysiques sont menées et les zones d’intérêts sont définies. A ce stadeon parle de prospect c'est-à-dire un gisement potentiel non encore prouvé.Ensuite les gisements potentiels vont être confirmés par un forage. Si c’est le cas on procèdeainsi à la délimitation du gisement ou délinéation, à l’évaluation des réserves ou appréciation,à l’étude des conditions de production et du caractère commerciale des hydrocarbures trouvés.Nous avons alors un gisement d’hydrocarbure qui va être développé et produit.

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CHAPITRE II : NOTION DE GEOLOGIE DU PETROLE

I. LES MILIEUX D’OCCURRENCE DU PETROLE : LES BASSINSSÉDIMENTAIRES

1. DéfinitionC’est une dépression à fond plat ou concave, à flanc en pente douce, de forme ovale oucirculaire qui a été ou qui est le lieu d’une sédimentation se trouvant sur un continent ou à sabordure. Les produits de la dégradation des continents par des agents d’érosion sont transportéspar les agents de transport (eau, vent, glacier) et déposées dans les bassins sédimentaires. Lesmilieux de dépôt sont les milieux :

Continentaux : fleuve, lac, rivière, réserve, glacier Marins : talus, glacis, zone littorale Mixtes à influence continental et marin : delta, estuaire, littoral

Selon leur localisation on distingue 3 types de bassin sédimentaire :- Les bassins continentaux qui se trouvent à l’intérieur du continent- Les bassins océaniques qui se mettent en place dans les fonds marins- Les bassins à marge continentale qui se mettent en place sur les bordures du continent.

2. Formation d’un bassin sédimentaireLa formation du bassin sédimentaire est le résultat d’une série de dépôts massifs se sédiments.Ces sont les particules érodées des roches du continent et transportées par les cours d’eaucausant une subsidence à grande échelle dans un milieu marin ou continental ou à margecontinentale. Bien que les bassins sédimentaires soient des milieux d’occurrence du pétrole, ilspeuvent être non pétrolifères. En effet, la présence d’un gisement d’hydrocarbure nécessitel’occurrence des différents évènements géologiques dont la succession doit avoir été favorable.

II. ORIGINE ET FORMATION DES GISEMENTS D’HYDROCARBURE1. La génération des hydrocarbures

Le pétrole résulte de la décomposition de la matière organique issue des débris végétaux etanimaux contenus dans les sédiments déposés et accumulés par couche successive depuis lestemps géologiques. Les sédiments se sont compactés (expulsion d’eau) et enfoncés(subsidence) donnant lieu sous l’effet de fortes températures à des transformations chimiquesqui vont aboutir aux hydrocarbures liquides ou gazeux. La matière organique est la matièrepremière des hydrocarbures. Elle contient les débris de microorganismes d’origine végétale(phytoplancton) et animale (zooplancton). Pour que la matière organique soit préservée ettransformée en hydrocarbure, elle doit se déposer dans les environnements où des conditionsminimales doivent régner telles que : Un milieu pauvre en oxygène ou un milieu anaérobie : c’est un milieu réducteur et

fermé donc protégé de l’action des bactéries aérobies ; Un milieu calme : c’est un peu remanié de sorte à préserver la matière organique.

Une partie de la matière organique lorsqu’elle se dépose est détruite par l’action des bactériesaérobies existantes dans le milieu. L’autre partie qui subsiste subit l’action des bactériesanaérobies et est transformée en kérogène qui sous l’action de la température va donner des

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hydrocarbures et ceci durant des temps très longs. Ces transformations se déroulent en 3 phases: la diagenèse, la catagenèse et la métagenèse.

a. DiagenèseC’est la première phase de la transformation de la matière organique a la fin de laquelle lekérogène est généré. La matière organique subit une dégradation biochimique, et des réactionsd’hydrolyse et de condensation se produisent. Il y a formation du méthane et réduction del’oxygène. Le gaz formé à cette phase est dit immature (uniquement du méthane).

b. CatagenèseA cette phase se produisent des réactions de craquage thermique. Les hydrocarbures liquidessont générés en grande partie et du gaz humide ou condensât est aussi formé. Cette phase estdite mature et aussi la fenêtre de génération de l’huile (Température allant de 65°c à 150°C).

c. MétagenèseLa température augmente avec la profondeur, les réactions hydrothermales se poursuivent. Dugaz sec est formé de façon abondante. C’est la phase surmature de la transformation de lamatière organique (Température supérieure à 150°C). A des températures très élevées, lekérogène produit un résidu carboné et ne peut donner des hydrocarbures. Les hydrocarburesgénérés se forment dans des roches sédimentaires appelées roches mères ou roches source quisont en général des argiles, des marnes ou des calcaires.

2. Migration des hydrocarburesC’est l’ensemble des déplacements auxquels sont soumis les hydrocarbures une fois générés.On distingue 2 types de migration qui sont la migration primaire et la migration secondaire.

a. Migration primaireElle correspond au déplacement des hydrocarbures de la roche mère à la roche réservoir. Eneffet, la génération des hydrocarbures à l’intérieur de la roche mère entraine une augmentationdu volume des fluides présents ce qui en plus du poids des sédiments sus-jacents entraine uneaugmentation de la pression. Cette surpression va générer la naissance des microfissures àl’intérieur de la roche mère par lesquelles les hydrocarbures seront expulsés vers les zones àfaible pression comme les roches réservoirs. Après l’expulsion des hydrocarbures, la pressionse relâche et les microfissures se referment rendant ainsi la roche mère de nouveauimperméable.

b. Migration secondaireC’est le déplacement des hydrocarbures à l’intérieur de la roche réservoir. Une fois à l’intérieurde la roche réservoir, les hydrocarbures auront tendance à se déplacer vers les zones hautes sousl’effet de leur densité respective et par rapport à l’eau. A la fin de la migration les hydrocarburessont piégés et les phases hydrocarbures gazeux, hydrocarbures liquides et l’eau coexistentséparément.

3. Roches couvertures

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Ce sont des roches imperméables se trouvant au-dessus ou formant une fermeture qui empêcheles hydrocarbures dans le réservoir de migrer plus loin. Elles sont en général des rochesargileuses mais peuvent aussi être des sels ou des anhydrides.

4. Roches réservoirsUn réservoir est une formation du sous-sol poreuse et perméable renfermant une accumulationnaturelle d’hydrocarbures et limitée au-dessus par une barrière de roches imperméables etsouvent par un aquifère en dessous. Le réservoir présente donc les caractéristiques suivantes :

Porosité et perméabilité Accumulation naturelle d’hydrocarbures avec un régime de pression naturel (saturation) Couverture ou fermeture par une barrière rocheuse ou aquifère.

L’association de plusieurs réservoirs individuels et superposés en général près les uns des autresconstituent un gisement. Le terme champ pétrolier fait en général référence à un gisement déjàconnu ou en cours d’exploitation. Les roches réservoirs sont constituées de grès et/ou decarbonates en majeur partie et sont le plus souvent stratifiées en lits successifs. On distingue 2principales catégories de roches réservoir :

a. Les réservoirs gréseuxIls sont formés des grains de silice et ont une origine principalement détritique. Lorsque lesgrains sont libres, il s’agit de sable mais quand ils sont liés par un ciment on parle de grès. Selonla nature du ciment on peut avoir des grès argileux ou carbonatés.

b. Les réservoirs carbonatésIls sont constitués de calcaire et/ou de dolomie. Selon la nature du ciment on peut avoir parexemple des carbonates argileux qui sont d’origine : Détritiques : formés essentiellement de débris (grains de calcaire, des coquilles, etc.) Chimiques : formés par précipitation des bicarbonates de boue marine Récif : banc de carbonate de calcium.

5. Pièges à hydrocarbureLe piégeage des hydrocarbures est une étape importante dans la constitution d’uneaccumulation d’hydrocarbures. L’existence d’un réservoir nécessite la présence d’un piège. Unpiège pétrolier est une structure du sous-sol (roche réservoir) capable d’arrêter leshydrocarbures dans leur déplacement (migration primaire) et limitée en amont ou latéralementpar une barrière étanche de roches imperméables. On les classe en piège structuraux,stratigraphiques et mixtes.

a. Pièges structurauxIls se forment à partir des déformations des couches du sous-sol qui sont postérieures au dépôtdes sédiments. On a :

- Les anticlinaux qui sont des structures bombées du fait de la pression latérale exercéepar les couches avoisinantes.

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- Les failles : les pièges par faille naissent de jeux de failles au sein d’une sériesédimentaire fracturant les couches réservoirs et les mettent au regard des ouchesimperméables.

b. Pièges stratigraphiquesIls se forment à partir des variations de faciès c'est-à-dire des variations de la compositionminéralogique des couches sédimentaires. La roche devient latéralement imperméableemprisonnant les hydrocarbures sous forme de lentilles, de biseaux et de récifs.On peut avoir pars exemple des lentilles de grès dans un ensemble argilo-gréseux, des biseauxde dépôts, des récifs carbonatés, etc.

c. Pièges mixtesC’est la combinaison des pièges stratigraphiques et structuraux. On a principalement des piègesassociés à des discontinuités et des pièges associés aux dômes de sel (les diapirs).

Les discordancesElles résultent d’évènements géologiques majeurs ayant affectés toute ou une partie d’unepériode géologique à l’échelle d’une région et marquée une absence partielle totale de dépôts.Sur une succession stratigraphique, on robserve une absence ou une troncature d certains dépôtsmarqués par les surfaces d’érosion. Les pièges par discordance comprennent les discordancesangulaires, les discontinuités et les inconformités.

o Discordance angulaire / angular unconformity trapElles se mettent en place à la suite d’une inclinaison de la couche réservoir avant la survenued’une érosion et le dépôt subséquent de formations imperméables permettant une éventuelleaccumulation d’hydrocarbures dans le réservoir.

o Les discontinuitésCe sont de larges surfaces d’érosion plus ou moins horizontales affectant des dépôts deformation réservoirs sur lesquelles se déposent ensuite des formations imperméables.

o Les inconformitésCes pièges naissent à partir des dépôts de formations réservoirs sur des roches métamorphiquesérodées.

Les dômes de sel ou diapirsCes sont des couches plastiques composées de sels ou d’anhydrides qui du fait de compressionexercée par les couches avoisinantes se plissent donnant lieu à des montées de sel par endroitet créant par ce fait différents types de pièges.

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CHAPITRE III : SISMIQUE PETROLIERE

Les méthodes sismiques sont essentiellement basées sur les méthodes géophysiques etconsistent à étudier la propagation des ondes sismiques dans les formations du sous-sol. Lesondes sismiques sont des ondes élastiques qui ont la capacité de se propager dans un milieusans le déformer. Ces méthodes comprennent : La sismique réflexion La sismique réfraction La sismique des puits qui est constituée :

o De sismosondages ou sondages sismiques qui consistent à effectuer des tirs à lasurface et à enregistrer la réponse des ondes à partir de géophones placés àdifférents niveaux dans le trou.

o De carottage sismique qui consistent à effectuer des tirs à différents niveauxdans le trou et à enregistrer les retours des ondes à partir des géophones placésen surface.

Ces 2 dernières méthodes permettent de déterminer la vitesse de propagation des ondessismiques dans les couches du sous-sol. Les méthodes sismiques servent à déterminer lesstructures des formations géologiques du sous-sol.

I. ACQUISITION SISMIQUEL’acquisition sismique consiste à recueillir les données sismiques sur une zone bien déterminée.On distingue l’acquisition sismique à terre et l’acquisition sismique en mer.

1. Acquisition sismique à terrea. Equipe sismique

Elle est composée :- D’un chef de terrain ou d’émission qui est en général un géophysicien et a pour rôle de

superviser les opérations ;- D’un topographe qui procède à l’aménagement du terrain et place des lignes de tirs et

de réceptions ;- De foreurs qui interviennent quand on utilise la dynamite ou quand on a besoin de

creuser des trous ;- Des observateurs qui ont pour tâche de faire fonctionner les instruments et de mettre en

place les dispositifs d’enregistrement des données ;- D’opérateur informatique qui est en charge du bon fonctionnement des appareils

informatiques.

b. EquipementsLes sources utilisées pour produire des ondes sismiques sont constituées de sources explosives(dynamite) et de sources non explosives (poids, vibroséis, etc.).Les récepteurs sont les géophones et leurs réponses dépendent de la fréquence du signal ainsique leur propre fréquence.Les appareils d’enregistrement qui enregistrent les données sur support numérique et qui sonten général associés à des amplificateurs et à des filtres.

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c. EmplacementLes emplacements relatifs aux points de tir (ou source) et aux points de réception (géophones)qu’on appelle dispositif de terrain sont très variés. On peut citer :

- Le dispositif tir au centre : il s’agit de disposer les géophones sur une ligne et la sourcesur une autre ligne parallèle.

- Le dispositif tir au centre en deux : les dispositifs sont disposés sur une ligne et lasource est placée au centre la même ligne.

- Le dispositif tir en bout : les géophones sont placés sur une ligne et la source au boutde cette même ligne avec le même espacement.

- Le dispositif tir déporté en ligne : les géophones sont placés sur une ligne et la sourceau bout de cette même ligne avec un espacement plus grand.

- Le dispositif à déport latéral en T : il est semblable au dispositif tir au centre avec unplus grand espacement entre la source et les géophones.

- Le dispositif tir en croix : les géophones sont disposés en croix de façon perpendiculaireet la source est au milieu.

2. Acquisition sismique en mera. Equipe sismique

L’équipe sismique en mer est dirigée par un chef d’émission et comprend des observateurs, unopérateur informatique ainsi que des ingénieurs des compagnies clientes. Le personnel se relaipour assurer la continuité des mesures de jour comme de nuit. La campagne sismique se fait àpartir d’un navire sismique qui comporte tous les systèmes et équipements nécessaires àl’acquisition, à l’enregistrement et au prétraitement des données.

b. EquipementsLa source la plus utilisée en mer est le canon à air (air gun) dont le principe consiste à déchargerbrusquement dans l’eau de l’air comprimé à haute pression afin de provoquer une ondesismique. On utilise aussi le canon à eau (water gun). Les récepteurs en mer sont deshydrophones qui sont installés le long des flûtes trainant derrière le navire entre une profondeurd’eau variant entre 5 et 40m et à des espacements définis. Les flûtes peuvent voir jusqu’à 4000voire 6000m de long et on peut en utiliser plusieurs. Les sources sont également à l’arrière dunavire et les tirs des canons sont faits à des espacements biens définis selon la vitesse du navire.

c. PositionnementLes navires sismiques utilisent les systèmes de navigation intégrés à des systèmes depositionnement permettant de caler exactement dans l’espace la zone à investiguer. Il y aplusieurs méthodes de positionnement :

- Le positionnement radioélectrique qui utilise les ondes radioélectriques permettant depositionner le navire à partir de stations fixes à terre.

- Le positionnement acoustique (son) : des faisceaux acoustiques sont émis vers le fondde l’eau à partir du bateau et les temps d’arrivée de ces impulsions permettent depositionner les navires, les sources et les récepteurs.

- Positionnement satellite : on utilise les GPS qui permettent de positionner les navires.

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II. TRAITEMENT DES DONNES SISMIQUESLe traitement des données sismiques est un traitement informatique qui consiste à remettre enforme l’information sismique enregistrée sur le terrain. une séquence normale de traitementcomprend les opérations suivantes :

Le démultiplexageC’est un réarrangement des enregistrements en famille de trace correspondant au même pointmiroir. Il se fait après le multiplexage qui est un mode d’enregistrement sur différents canauxd’une bande magnétique.

L’édition des tracesC’est un dépouillement des enregistrements et aussi la visualisation des traces eu vue ducontrôle de la qualité des enregistrements.

La géométrieC’est la spécification des paramètres de terrain qui vont permettre de réaliser des traitements(distance entre tir, longueur de l’enregistrement, le type de dispositif, etc.).

La restitution d’amplitudeIl s’agit de restituer l’énergie des ondes sismiques qui s’atténuent pour diverses raisons (pertesdues aux instruments et aux câbles, à la nature de la surface).

La déconvolutionLes opérations de déconvolution ont pour but d’obtenir à partir des opérations mathématiquesdes réponses impulsionnelles en contractant l’impulsion émise de sorte qu’elle soit brève avecun faible nombre d’oscillations et de bruits. La déconvolution est un filtre qui vise à supprimerla réflexion multiple ou à modifier l’impulsion afin de lui donner une forme compatible avecun bon pouvoir de résolution.

Les corrections statiquesEn sismique terrestre particulièrement, elles consistent à corriger les anomalies des temps deparcourt induites par les variations d’altitude des géophones et les variations de vitesse dans lesterrains superficiels.

Les corrections dynamiquesElles consistent à ramener les temps de parcourt des trajets obliques à des temps de trajetsverticaux par le calcul des écarts de temps de parcourt à partir de l’analyse de la vitesse. Ellesconsistent donc à ramener les temps d’arrivée des réflexions à ceux qui auraient été observés sila source et le récepteur étaient situés sur la même verticale.

La migrationElle a pour but de replacer les réflecteurs inclinés dans leurs positions correctes.

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Toutes ces opérations de traitement reposent sur des modèles mathématiques programmés àl’intérieur de logiciels puissants. A la fin du traitement, les enregistrements sont présentés sousforme de profil sismique ou ligne sismique (c’est une juxtaposition des réflexions des couchessur une ligne droite).

III. INTERPRETATION DES DONNEES SISMIQUESL’objectif et la finalité de la prospection sismique sont l’interprétation des données sismiquesen termes géologiques. L’interprétation consiste donc à une reconnaissance des marqueurspermettant d’identifier les couches. Cette reconnaissance des marqueurs permet d’identifier parles changements d’aspect et de couleurs des signaux sismiques, les miroirs ou réflecteurs dansleur continuité ou discontinuité, les couches sédimentaires sur le profil sismique suivant lesdegrés d’intensité des réflexions. On peut aussi déceler des failles, des anticlinaux, dessynclinaux, etc. ainsi que les zones d’émanation de gaz par l’apparition d’un point brillant surle profil sismique ainsi que d’une faible amplitude des réflexions. En dessous des couchessédimentaires on trouve le socle qui présente des réflexions discontinues.

En utilisant toute la série des images 2D, on arrive à cartographier les formations du sous-sol(la carte de profondeur ou isobathe, la carte de vitesse ou isovitesse, la carte de temps doublede parcourt) et détecter les pièges à hydrocarbures ainsi que d’évaluer le volume du gisementpotentiel.

Les cartes isobathes sont établies à partir des cartes isochrones et isovitesse. La carte isochroneest réalisée à partir de plusieurs lignes sécantes sur lesquelles on suit l’horizon et les valeursdes temps double de parcourt sont ensuite reportées sur un plan de position et on trace ainsi descourbes d’égales durée de trajet. La carte isovitesse est établie à partir de la vitesse des ondessismiques obtenues des carottages sismiques. En juxtaposant 4 isochrones et isovitesses onobtient grâce à la formule D = V. t la carte isobathe.

Les cartes isopaques (courbes d’égales épaisseurs) sont établies à partir de 2 horizonsdéfinissant une couche ou une formation. Elles permettent de montrer les variationsd’épaisseurs des unités stratigraphiques. Les cartes isobathes et isochrones déterminent lescontours structuraux : les structures anticlinales et dôme des sels apparaissent comme desélévations correspondant à des contours fermés tandis que les synclinaux montrent le contraire.

Afin d’obtenir une image plus précise, on utilise la technique de la sismique 3D plus chère maisbeaucoup plus efficace. Elle permet souvent de repérer directement les hydrocarbures dans lescouches géologiques.

La technique de la sismique 4D va encore plus loin en faisant intervenir une quatrièmedimension qui est le temps.

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CHAPITRE IV : FORAGES PETROLIERS

Les études géologiques et géophysiques nus ont permis de déterminer les zones potentiellesd’accumulation d’hydrocarbures (prospect). Le seul moyen de confirmer la présence effectivedes hydrocarbures est de creuser un tronc donc de réaliser un forage.Le forage pétrolier ou puits pétrolier est un trou creusé dans le sous-sol afin de permettre l’accèsd’un objectif qui est le gisement d’hydrocarbure. Les fonctions des puits pétroliers sont :

L’exploration d’un bassin sédimentaire (puits d’exploration) L’évaluation des hydrocarbures La production des hydrocarbures

I. ELABORATION D’UN PUITS PETROLIERUn forage pétrolier est un ouvrage très couteux qui doit être planifié avant sa réalisation. Cetteétude se fait par une collecte de données techniques (données géologiques, géophysiques,...) etéconomiques permettant de déterminer l’environnement dans lequel le puits sera foré afin deréduire les taux d’incertitude. Ces données sont assemblées dans un document appeléproposition de forage ou pronostic de forage (drilling ou well prognosis). Ce document définit:

- L’emplacement du forage ou sa localisation ;- L’objectif du forage : nature, l’étage stratigraphique et la profondeur de l’objectif ;- Le cadre géologique et géophysique de la zone : géologie générale de la zone et la


tectonique des zones à pression anormale ;

- Les puits de corrélation qui sont des puits qui présentent les caractéristiques proches


de celles du puits projet ;

- Programme de carottage, d’échantillonnage, de diagraphie ;- Les contraintes et échéances à respecter ;- Les besoins en personnels, service et consommable.

Le document couvre l’ensemble des opérations à mener et détermine le budget provisoireglobal.

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II. ARCHITECTURE D’UN PUITS PETROLIERUn puits pétrolier est composé de sections de trous forés de longueurs différentes et de diamètres’amincissant avec la profondeur. Les puits peuvent être verticaux, inclinés (forages déviés oudirigés) ou horizontaux. Les puits doivent résister aux fortes pressions rencontrées dans le sous-sol liées aux fluides qui s’y trouvent.Les puits d’hydrocarbures sont équipés de tubes en acier appelés casing vissés les uns aux autresou soudés de bout en bout. Ils assurent la stabilité du trou (empêchent les éboulements).Une enveloppe de ciment réalise l’adhésion directe c'est-à-dire entre les parois du trou et lescasings. Le ciment est mis en place par circulation directe c'est-à-dire par inspection dans letrou et remonté dans l’annulaire (espace entre casing et parois du trou ou entre 2 casings),lorsqu’une manœuvre de forage d’une section de trou est terminée et que la descente des casingsest faite au cours d’une opération appelée cimentation. Les rôles des ciments sont :

Supporter les casings et les protéger de la corrosion ; Isoler les zones productrices pour empêcher toute communication avec le fluide.

Le nombre de sacs de ciment à utiliser pour l’élaboration d’un forage pétroliers est donné parla relation suivante :

Avec :Ns : le nombre de sacs de cimentVL : le volume du laitiery : le rendementVi : volume des constituants du laitier

Une séquence normale de descente des casings dans le puits est la suivante :

Le tube guide ou tube conducteurCette colonne est ancrée dans le sol et permet de canaliser la boue au début de forage et d’éviterl’effondrement des terrains meubles superficiels. Elle est soit battue au marteau ou descendueet cimentée dans un trou foré. Elle doit traverser la tranche d’eau.

La colonne de surface

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Elle a pour rôle de coffrer les formations peu profondes qui sont très souvent ébouillantes. Ellesert aussi d’encrage aux obturateurs BOP (Blow Out Protector) qui permettent de réguler lapression dans les casings.

La colonne intermédiaire ou colonne techniqueElle a pour objet de permettre la suite du forage dans les circonstances de traverser des zonesà risques (sable mal consolidé, pression anormale des formations,...).

La colonne de production ou La colonne testElle est indispensable pour assurer la protection de la couche productrice et la mise en œuvredu matériel de production. Elle est posée soit au toit de la couche productrice soit elle latraverse.

La colonne perdue ou linerC’est aussi une colonne de production qui est suspendue dans la partie inférieure de la colonnetest. Elle est descendue pour des zones où il est difficile de prévoir le comportement. EX : lesfailles

EXERCICE D’APPLICATION 2

Déterminer le nombre de sacs de ciment, la quantité totale d’eau et de bentonite nécessaire pourla cimentation de l’espace annulaire de la première section du trou si le laitier de ciment estconstitué de ciment de classe G avec 45% d’eau, 12% de bentonite par poids de ciment. Lapremière section à une longueur de 198ft.

-le poids d’un sac de ciment de classe G est 94 lb,

-le volume absolu du ciment de classe G est 0,0382gal/lib,

-le volume absolu de la bentonite est 0,0454gal/lb,

-le volume absolu de l’eau est 0,1202gal/lb,

-le diamètre du casing est 30’’ et

-le diamètre du trou est 36’’.

III. LES FLUIDES DE FORAGE1. Définition et fonctions

Les fluides de forage ou boues de forage sont des fluides qui circulent dans le train de tige etdans l’outil de forage jusqu’au fond du trou. Les fonctions des fluides de forage sont :

- La remontée des déblais ;- Le nettoyage du trou ;- Le maintien de suspension des déblais après arrêt de la circulation de la boue ;- La lubrification et le refroidissement de l’outil de forage ;

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- La transmission des informations mesurées pendant le forage vers la surface ;- L’entrainement des moteurs de fond ;- Le maintien des parois du trou et le contrôle des fluides de formation.

Le fluide de formation exerce une pression hydrostatique notéePh = 0,981 Z.d/10

Avec Z, la profondeur en m ; d, la densité du fluide et Ph, la pression hydrostatique en bar.

Cette pression hydrostatique doit être contrebalancée par la boue de forage. La boue de foragecircule à travers un circuit fermé appelé système de circulation où elle est recyclée etreconditionnée à la sortie du puits et réinjectée dans le trou. On a plusieurs types de bues quidiffèrent par les additifs chimiques qui y sont introduis et qui leur confèrent des propriétésparticulières sur la viscosité, le pH, la densité ou la salinité (concentration en sel). On peut citercomme additifs chimiques : les alourdisseurs, les émulsifiants, les amincisseurs, les réducteursde filtrats (solutions obtenues après filtration).

Boue de forage = additifs chimiques (gâteau de boue) + eau (filtrat)

2. Circulation du fluide de forageLa circulation de la boue doit pouvoir entrainer les déblais du fond du puits jusqu’en surface.Le débit massique est supposé constant à l’intérieur du système. Un changement de densité dela boue peut entrainer un changement de la vitesse de retour de la boue. Ce qui est indicateurd’une anomalie au fond du puits appelé perte de circulation ou de venue. Dans le système, lavitesse de circulation de la boue est liée au débit d’injection par la relation suivante :

V = Q / VAvec :Q : débit d’injection de la boue en L/min ou en gpmA : la section unitaire du train de tige ou de l’annulaire en m2 ou en ft2V : la vitesse en m/s

EXERCICE D’APPLICAION 3

1-Au cours du forage d’un trou de 20’’, on injecte une boue de forage à une vitesse de 0,75m/s.le jeu entre la tige de forage et le trou est de 21/4’’. Quel est le débit d’injection de la boue enL/min et en gpm ?

2-Pour le tu suivant de 141/4’’, on augmente la vitesse de circulation de la boue à 200ft/min etle débit d’injection précédent de 3,5gpm. Quel doit être le diamètre de la tige à utiliser ?

3-Quelle est la vitesse de la boue en ft/s et en m/min dans le train de tige si le débit d’injectionQ=400gpm et le diamètre de la tige de forage est D=3,64’’ ?

3. Gradient de pression de la boue, gradient de pression de fracturation et pressiondes fluides de formation

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Les gradients de pression de la boue et de pression des fluides de formation sont respectivementles évolutions avec la profondeur de la pression de la colonne de boue et la pression des fluidesde formation rencontrés au cours du forage. Lee gradient de pression de fracturation estl’évolution avec la profondeur de la pression de fracturation des formations. Dans la plupart deforages, la pression de la colonne de boue est constamment maintenue au-dessus de celle desfluides de formation se sorte à empêcher que les fluides de formation ne pénètrent dans le trou.C’est le forage dit overbalanced. Aussi la pression de la boue est maintenue en dessous de lapression de fracturation des formations pour éviter que celles-ci se fracturent. La relation entrele gradient de pression de la boue et la densité de la boue est donnée par la formule suivante :

Densité de la boue (ppg) × 0,052 = gradient de pression de la boue (psi/ft)Pression de la boue (psi) = densité de la boue (ppg) × profondeur (ft) × 0,052

Remarque : le gradient de pression de la formation et la pression des fluides de formation sontdes données qui sont évaluées à partir du type de formation qu’on peut rencontrer. Cetteévaluation est faite à partir des connaissances géologiques et géophysiques de la zone à forer etles puits de corrélation.

EXERCICE D’APPLICATION 4

Le forage d’un puits pétrolier rencontre à une profondeur de 5000ft de l’eau à un gradient depression de 0,433 psi/ft.

1-Si la densité de la boue utilisée dans la section précédente est de 7,6ppg, le forage de cettenouvelle section à 5000ft peut-il se réaliser normalement avec cette densité de boue ?

2-Quelle doit être alors la densité de boue à utiliser si l’on décide de forer avec une pression deboue toujours supérieure à la pression des fluides de formation de 2psi ?

IV. METHODES ET OUTILS DE FORAGE1. Méthodes de forage

La méthode de forage la plus utilisée dans l’industrie pétrolière est le forage rotationnel (rotarydrilling) où un mécanisme de rotation induit par un moteur est transmis au train de tige et àl’outil de forage qui est descendu dans le trou. A même temps qu’il coupe il broie les roches etles débris rocheux sont évacués à la surface par la boue. Le moteur peut être soit au niveau dela table de rotation ou au niveau d’un système appelé top drive. Pour les puits fortement déviés,c’est seulement l’outil de forage qui tourne entrainé par un moteur de fond qui es actionné parla circulation de la boue.

2. Outils de forageIls sont nombreux et variés tant dans leur forme que dans leur fonction qui dépend de lalithologie rencontrée. On des outils à molettes, à diamant, à trillâmes, les aléseurs, les marteaux,etc. les outils sont constitués d’une queue filetée qui se fixe au train de tige d’un palier surlequel sont montés les cônes ou les molettes ainsi que les conduites du fluide de forage. Lechoix technique de l’outil s’opère à partir des considérations sur la dureté des roches et de leur

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caractère abrasif, le type de boue à utilise, la déviation du forage, la carottage, le diamètre del’outil, le poids du train de tige sur l’outil.

3. Coût de forageLe choix de l’outil tient compte non seulement de considérations propres des formationsgéologiques mais aussi du coût de l’outil. On définit le coût de l’outil au pied (ft) ou au mètre(m) foré qui est déterminant dans le choix de l’outil de forage. Le coût est noté C :

C =( )

Avec :C : coût du forage au mètre foré ($/m)Coutil : coût de l’outilCrig : coût du rigTr : temps de rotationTm : temps de manœuvreH : l’intervalle foré (m ou ft)

Temps de rotationC’est le temps pendant lequel l’outil tourne et coupe ou broie les roches.

Temps de manœuvreC’est le temps nécessaire pour réaliser une manœuvre de forage c'est-à-dire l’ajout des tiges deforage additionnelles pour allonger le train de tige et poursuivre le forage. C’est aussi lechangement des outils défectueux.

Le rigC’est l’ensemble des appareils de forage qui comprend :

- Le derrick ou mât- Un treuil- Un moufle mobile- Un crochet- Une table de rotation ou top drive- Un circuit de circulation de la boue- Un obturateur- Un espace pour disposer les casings et les tiges de forage- Une cabine du foreur- Un générateur d’électricité

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Figure 2 : Circulation de la boue

EXERCICE D’APPLICATION 5Un outil (A) a foré 41m en 17h. Dans le même terrain un outil (B) a fait 35m en 12h. Si le prixde l’heure de l’appareil est de 4000$, que les outils A et B coûtent chacun 8500$ et qu’il faut4h pour faire une manœuvre complète, quelle est le plus économe des 2 outils ?

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CHAPITRE V : DIAGRAPHIES PETROLIERES

L’étude des caractéristiques des formations géologiques traversées par un forage est réaliséegrâce aux diagraphies. Elles permettent d’avoir une vision continue, objective et quantitativedes séries traversées au cours d’un forage et de réaliser les liens entre les mesures géophysiquesde surface et la géologie de sub-surface. Les diagraphies sont aussi appelées log ou logging.Selon les digraphies sont réalisées pendant ou après le forage, on distingue :

- Les diagraphies instantanées qui sont enregistrées au cours du forage et qui sont d’unaccès direct (la vitesse d’avancement, l’examen des déblais, l’examen qualitatif etquantitatif de la boue, la température,...)

- Les diagraphies différées qui sont enregistrées en fin de forage en descendant desoutils à l’extrémité d’un câble dans le trou. L’essentiel de l’interprétation, lesdiagraphies différées consistent à déterminer les paramètres tels que la porosité desformations rencontrées, les fluides qu’elles contiennent ainsi que leur saturation, leslimites des couches, la qualité de la cimentation, le diamètre et l’inclinaison du trou,l’effet de la boue sur les formations,...

I. LES PARAMETRES ENREGISTRES ET LES EQUIPEMENTS1. Les paramètres enregistrés

Les paramètres physiques qui font l’objet des mesures diagraphiques sont regroupés en 2catégories selon qu’ils soient des phénomènes naturels spontanés ou des phénomènes obtenuspar excitation.

a. Les paramètres naturels spontanésUn dispositif comprenant un simple récepteur est descendu dans le puits et enregistre lesparamètres tels que :

- Le potentiel spontané- La radioactivité naturelle : totale (Gamma Ray GR) ou sélective (Gamma Ray Spectral)- La température- Le diamètre du trou- La déviation des puits- Le pendage des terrains

b. Les paramètres obtenus par excitationUn dispositif constitué d’un couple émetteur-récepteur. Un signal est envoyé dans la formationpar l’émetteur et on enregistre à l’aide du récepteur. Ce sont :

Les mesures de résistivité : obtenues à partir des méthodes de diagraphies électriques(émission du courant électrique à partir des électrodes) et de diagraphies d’induction(émission du signal à partir d’une bobine d’induction).

Les mesures nucléaires obtenues à partir des méthodes de diagraphies gamma-gammaou encore appelées les diagraphies d’intensité (émission du rayonnement gamma) et lesméthodes de diagraphie neutron (émission des neutrons dans les formations).

Les mesures acoustiques obtenues à partir des méthodes de diagraphies soniques(émission d’ondes soniques dans les formations) et les méthodes des diagraphies

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d’amplitude et d’adhérence du ciment. Les diagraphies de densité, neutron et soniquessont aussi appelées diagraphies de porosité car leur principale application est ladétermination de la porosité des formations.

2. Les équipementsLes équipements pour l’enregistrement des diagraphies comprennent :

Les outils à l’extrémité du câble ; Un câble enroulé autour d’un treuil assurant la connexion mécanique et électrique avec

l’outil ; Les circuits de contrôle et de commande des appareils de mesures et des équipements

de traitement de l’information ; Un système d’enregistrement et d’édition.

II. ETUDE THEORIQUE DE QUELQUES DIAGRAPHIES1. Généralités

L’interprétation des diagraphies permet de connaître la composition de la roche traversée parle forage par la détermination du contenant et du contenu.

a. Le contenantC’est l’ensemble des éléments solides dont il faut déterminer la nature minéralogique et lepourcentage. En diagraphie, on distingue 2 types d’éléments solides :

La matrice qui constitue l’ensemble des éléments solides figurés (grains et ciments) àl’exception de l’argile. Une matrice est dite propre lorsqu’elle ne contient pas d’argile.Une matrice est dite simple lorsque tous les éléments solides sont constitués d’un seulminéral (EX : la calcite). Une matrice est dite complexe lorsque les éléments solidessont minéralogiquement différents (EX : grès carbonatés).

L’argile : c’est un dépôt sédimentaire appartenant au groupe kaolinite, chlorite, etc.selon le degré de compaction de l’argile les pores sont plus u moins nombreux et sontgénéralement remplis d’eau mais aussi d’hydrocarbures liquide ou gazeux. On distingue3 types d’argile :

o Les argiles laminées disposées en fins lits entre 2 couches ;o Les argiles dispersées qui adhèrent les grains ou les induisent eto Les argiles structurales qui se présentent sous forme de grains jouant le

même rôle que les grains de la matrice.

b. Le contenuC’est la nature et le pourcentage des vides remplissant les fluides entre les éléments solides.Leur pourcentage dépend de la porosité de la formation et sont de nature différente (l’eau, l’air,l’huile...). A l’exception de l’eau, ces fluides sont généralement mauvais conducteurs decourant. L’eau conduit plus ou moins bien le courant lorsqu’elle est chargée ou non de selsdissouts.

2. Les diagraphies électriquesa. Principe

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Les diagraphies électriques sont des diagraphies où l’on envoie comme signal le courantélectrique. Une source émettrice (électrode) envoie un signal (courant électrique) dans laformation et un dispositif de mesure (récepteur) enregistre la réponse de la formation. Ladistance entre la source et le récepteur est appelée espacement. Le rayon d’investigation est ladistance que parcourt le courant électrique. Plus la distance est grande plus l’investigation estprofonde et la définition verticale diminue. La résistivité d’une formation se définie commeétant son degré d’opposition au passage du courant électrique. Elle se mesure en ohm mètre etpermet la détermination de la saturation en hydrocarbures. La résistivité d’une roche dépend dela géométrie des pores, la résistivité de l’eau contenue dans les formations, la quantité d’eau etsa concentration en sels dissouts, de la lithologie et du pourcentage de l’argile dans la roche. Lesel le plus commun dans les eaux de formation est le chlorure de sodium mais on peut rencontrerd’autres sels tels que le chlorure de potassium, de magnésium de calcium, etc. mais l’évaluationde la concentration en sel dissout se fait en équivalent au chlorure de sodium. Lorsqu’on envoiedu courant électrique dans la formation, ce courant se propage dans toutes directions sous formede ligne de courant et porte le même potentiel électrique V sur tous les points situés à une mêmedistance r de A. donc sur sphère centrée en A c'est-à-dire la sphère équipotentielle.V = R =La formation est considérée comme un milieu homogène, continu et isotrope.

b. OutilsSelon l’espacement on distingue :

Les macrodispositifs constitués d’une grande normale et latérale d’induction, delatéraux log (3,7 et 8). Ces dispositifs donnent une lecture plus ou moins proche de larésistivité de la formation.

Les microdispositifs constitués de petite normale, le micro inverse, le micro log, lesmicros latéraux log. Ces dispositifs donnent une lecture de la résistivité de la zone lavée.

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Figure 3 : Diagraphie différée

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EXEMPLES DE DISPOSITIFS

Le dispositif normalOn mesure le potentiel VM d’une électrode M située à proximité d’une sonde d’envoie A àl’aide d’un voltmètre relié par un fil conducteur à M et une électrode de surface N se trouvantà une grande distance de M.V = R = 4

Le dispositif latéralDans ce cas on mesure la ddp entre les électrodes M et N très proche et situé sur 2 surfaceséquipotentielle distante de dr et ayant le même centre A.ΔV = . . R = .

Les latéraux logsCe sont des dispositifs focalisés où l’on force le courant électrique à pénétrer dans la formationperpendiculairement à l’axe du trou à l’aide d’électrodes appelées électrodes de focalisation.On peut citer comme latéraux log :

- Le latéraux log 3 constitué d’une électrode d’envoie et 2 grandes électrodes defocalisation (électrodes de garde) ;

- Le latéraux log 7 constitué d’une électrode d’envoie et de 3 paires d’électrode defocalisation ;

- Le latéraux log 8 qui est identique au latéraux log 7 mais l’espacement entre lesélectrodes de garde est plus court.

Le principe du latéraux log est de mesurer un potentiel Vg à partir des 2 électrodes de garde etd’envoyer par ces électrodes un courant électrique d’intensité Ig tel que Vg soit égal à unpotentiel de référence Vr.

Les outils d’inductionIls ont pour principe d’envoyer par une bobine émettrice un courant alternatif dans la formation.

c. Application et intérêt pratiques des diagraphies électriques Détermination de la saturation en eau et en hydrocarbure

Toute formation géologique est caractérisée par un facteur de formation noté F,

F = a. ɸ-m

Avec F sans unité ; m : facteur de cémentation sans unité, ɸ : la porosité en % et a : un coefficientqui varie en fonction de la formation.

La résistivité de la formation, la résistivité de l’électrolyte (solution qui conduit le courant), laporosité et le mode de distribution de l’électrolyte sont liés par la relation expérimentaled’Achie.

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- Pour une roche saturée on a : Rt = F.RAvec Rt : la résistivité de la formation et R : la résistivité de l’eau d’imbibition

- Pour une zone saturée en eau, on a :

S = = 1

Avec n=2, Ro : la résistivité de la formation saturée en eau, S : la saturation en eau.

- Pour une zone sous saturée (présence de plusieurs fluides)o La zone lavée :Sxo = . et Sxo + SHCr = 1

Avec Sxo : saturation en filtrat de la zone lavée ; Rmf : résistivité du filtrat de boue ; Rxo :résistivité de la zone lavée ; SHCr : saturation en hydrocarbure résiduel.

o La zone vierge :

S = . et S + SHC = 1 Détection des couches poreuses et perméables

Les micros dispositifs détectent le mudcake qui se forme qui se forme en particulier en face desformations poreuses et perméables et permettent aussi de définir l’épaisseur des couchesproductrices.

EXERCICE D’APPLICATION 6Soit une formation carbonatée de porosité 15%. La température de la formation est de 188°F etRmf = 2 ohm.m ; la salinité de l’eau d’imbibition est de 30 000 ppm de NaCl.Si l’on admet que la saturation S =1 et Sxo=1, quelle est la valeur de Rt et Rxo ?Si l’on admet que la saturation n’est plus égale à et que la résistivité de la zone lavée estRxo=1ohm.m, quelle est la valeur de Sxo ?

3. Les diagraphies PS (Potentiel Spontané)a. Principe et outils

Le PS est généré par la ddp électrique entre une électrode mobile qui se déplace dans le puitset une électrode fixe en surface. Le PS enregistré est le résultat de l’interaction entre l’eau deformation, le fluide de forage et certains contenus dans les argiles provoquant l’apparition depotentiels tels que le potentiel de membrane et le potentiel de jonction (Em et Eg). On a unpotentiel positif en face des formations argileuses et un potentiel négatif en face des formationsporeuses et perméables. Le PS est dit normal quand la boue de forage est moins saline que l’eau

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de formation alors on a Rmf > R . On a un PS inverse quand la boue de forage est plus salineque l’eau de formation alors on a Rmf < R .On appelle potentiel spontané statique (PSS), la déflexion observée sur la courbe PS etobtenue de la manière suivante : PSS = -Klog ( )Avec :K : le coefficient dépendant de la température ;Rmfe : la résistivité équivalente du filtrat c'est-à-dire la résistivité qu’aurait eu le filtrat s’il necontenait que du NaCl ;

: résistivité équivalente de l’eau de formation.

b. Application et intérêts pratiques des logs PS Détection des couches poreuses et perméables et estimation de la teneur en argile

En face des couches argileuses le PS se déporte vers la droite (à notre gauche en réalité) suivantune ligne plus ou moins droite donc le PSS négatif est et le PS est positif.En face des formations poreuses et perméables le PS se déporte vers la gauche (à notre droiteen réalité) suivant une ligne plus ou moins droite donc le PSS est positif et le PS est négatif.L’estimation du volume d’argile se fait de la façon suivante :Vsh(%) = | | | | (à la côte choisie)

Détermination de la résistivité de l’eau de formationLe log PS permet de déterminer la résistivité de l’eau de formation e donc la salinité à partird’un algorithme utilisant plusieurs abaques.

Algorithme pour déterminer la résistivité de l’eau de formation- Déterminer le PSS et la valeur du PS à la côte choisie ;- Déterminer la température de la formation à partir du gradient géothermique :gG = × 100- L’intersection de la droite passant par les 2 points (PSS et température de la formation

Tf) donne le rapport ;

- Ramener la résistivité du filtrat à la température de la formation Tf ;

- Intersection de la droite passant par les 2 points (le rapport et la résistivité

équivalente du filtrat Rmfe donne la résistivité équivalente de l’eau de formation.

Remarque : si les résistivités équivalentes trouvées (Rmfe et ) sont inférieures à 1ohmmètre, il faudra les corriger à partir d’un abaque de correction sinon les garder. Dans ce derniercas :

Rmfe = Rmf et = .

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4. Diagraphies Gamma Raya. Principe

C’est la mesure de la radioactivité naturelle des formations qui résulte de la transformationspontanée d’un noyau atomique au cours de laquelle il y a émission de rayonnement. Cetteradioactivité provient essentiellement du potassium, de l’uranium, du thorium, etc et dans lesformations sédimentaires. Elle provient du lessivage des formations granitiques et volcaniques.Le rayonnement gamma est mesuré à l’aide de détecteur à savoir le scintillomètre.

b. ApplicationLe log gamma ray sert à la détection des bancs d’argile en général radioactifs dontl’enregistrement est dévié à droite. Une faible réponse provient des formations propres c'est-à-dire qui ne contiennent pas d’argile. On arrive aussi à détecter et évaluer les minerais radioactifsainsi que l’évaluation du pourcentage en argile. On définit comme suit l’indice d’argile :Ix argile = GRx - - GRpropreRemarque : pour déterminer l’indice d’argile, la série stratigraphique concernée doitcomprendre un véritable banc d’argile et un banc de sable propre.

5. Les diagraphies de porositéa. La diagraphie sonique Principe et outils

Le principe est basé sur la propagation d’un train d’ondes émis par une source et capté par uncouple de récepteur. Le log sonique est l’enregistrement des temps de transit noté ∆ du son dansune formation sur 1ft ou 1m. L’unité est donc s/ft ou s/m ou μs/ft ou μs/m. le temps de transitest donc une réciproque de la vitesse du son dans la formation qui dépend de la lithologie et dela porosité.

ApplicationLa porosité est obtenue à partir du temps de transit da la manière suivante :

a. La diagraphie gamma-gamma ou de densité

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Principe et outilsLe principe consiste à soumettre la formation à un rayonnement gamma émis par une source età enregistrer l’intensité du rayonnement diffusé à une certaine distance de la source aprèscollision de ces rayons avec les électrons. L’outil utilisé est la FDC (Formation DensityCompensated).

ApplicationLa porosité est déterminée à partir de la densité :

b. La diagraphie neutron Principe et outils

Une source émettrice radioactive envoie des neutrons à une grande vitesse dans la formation etceux-ci entrent en collision avec les nucléons de la formation et perdent une partie de leurénergie et sont ralentis. Le quantité d’énergie perdue au cours de la collision dépend de la massedes nucléons des formations. Comme outil on utilise le CNL (Compensated Neutron Log).

ApplicationLa porosité est déterminée à partir de la densité de la manière suivante :

III. FACTEURS INFLUENCANT LES MESURES DIGRAPHIQUESCes facteurs sont de plusieurs natures et liés à :

L’existence du trou de sondeIl comprend le volume du fluide de forage, la nature du fluide de forage (l’air transmet mal lecourant électrique ainsi que l’huile par contre une boue bien salée très conductrice va induireun signal important, la densité de la boue va influencer les mesures de résistivité et d’absorptiondes rayons gamma), les phénomènes d’invasion, le tubage et la cimentation (certains logs nepeuvent pas être exécutés dans un trou tubé (log PS) et le tubage peut provoquer des anomaliessur le log gamma-gamma, la qualité de la cimentation peut affecter le log sonique).

La géométrie de l’outilElle comprend le diamètre de l’outil (ce diamètre conditionne la possibilité de descente dudispositif dans le trou) l’espacement, l’écartement, la profondeur d’investigation. D’unemanière générale, plus on augmente l’écartement ou l’espacement plus on accroit la profondeurd’investigation.

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La vitesse d’enregistrement La température et la pression qui augmentent avec le gradient géothermique et la

profondeur.

EXERCICE D’APPLICATION 7

Une formation contient de l’eau qui est composée des ions suivants : Na+= 45ppm, Cl-=20ppm,

Mg2+

= 30,2 ppm, Ca2+

=15 ppm, HCO3-

= 8 ppm.

1-Déterminer la salinité de l’eau

2-Déterminer les facteurs correctifs des ions

3-Déterminer la salinité équivalente au NaCl de l’eau.

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CHAPITRE VI : EXPLOITATION DES GISEMENTSD’HYDROCARBURES

I. GENERALITES SUR LES PETROLES BRUTS ET LES GAZ NATURELSLes pétroles bruts sont essentiellement constitués de molécules d’hydrocarbures, atomesd’hydrogènes et de carbone assemblés de diverses façons et suivant des proportions variées. Ilsexistent sous les 3 états de la matière : les molécules les plus légères (C1 à C4) sont gazeuses,les molécules intermédiaires (C5 à C17) sont liquides et les molécules grosses (C17+) sont solides(visqueuses). Les constituants non hydrocarbonés des hydrocarbures sont en faible pourcentagemais leur influence sur la qualité du produit est importante. Ce sont principalement :

- Les composés soufrés (entre 0,2% et 6% pour certains bruts du moyen orient et duMexique avec une moyenne en poids de 0,65%). Ces composés soufrés peuvent êtrecorrosifs et ont une mauvaise odeur, notamment le soufre libre, l’hydrogène sulfuré(H2S, fortement toxique), les mercaptans.

- Les composés azotés (en général moins de 0,1% poids mais peut aller à 2%) quiréduisent la valeur calorifique du gaz naturel.

- Les composés oxygénés qui peuvent être corrosifs.- Le dioxyde de carbone qui est particulièrement présent dans le gaz naturel et qui est

source de corrosion.La classification des hydrocarbures se fait suivant 2 grandes séries :

Les hydrocarbures aliphatiques, elles comprennent :o Les alcanes ou paraffines de formule générale CnH2n+2 (méthane, éthane,...),

constituants majeur des hydrocarbures ;o Les alcènes ou oléfines de formule générale CnH2n (éthylène,...) ;o Les alcynes de formule générale CnH2n-2 (acétylène,...) ;o Les cycloparrafiniques, cycloalcanes ou naphtènes de formule générale CnH2n.

Les hydrocarbures aromatiques constitués de chaines benzéniques, leur formulegénérale est CnH2n-6 (benzène C6H6).

Les gaz naturels sont constitués de molécules légères allant de C1 à C4 avec parfois de faiblesproportions de molécules intermédiaires, ils sont caractérisés par leur densité spécifique parrapport à l’air (specific gravity), leur pouvoir calorifique, leur point de rosée, leur viscosité, leurconductivité thermique, etc. Quant aux pétroles bruts (huile), ils sont constitués de moléculesintermédiaires (C5 à C17) à lourdes (C17+) ; ils sont également caractérisés par leur densitéspécifique par rapport à l’eau mais surtout et communément par rapport à leur densité API(°API), point de bulle, point de congélation, etc.

°API = 141,5 / SGeau – 131,5La densité spécifique et API des pétroles bruts sont en relation inverse : plus le °API croit, plusla densité spécifique décroit et plus le brut est léger :

- Pétrole extra-lourd (bitume brut) : °API

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Dans le système métrique, la densité du pétrole est exprimée en kg/m3. 
En fonction de leur

contenu en soufre, on distingue également des bruts sulfureux (plus de 1% de soufre) et lesbruts non sulfureux (moins de 1% de soufre).

II. PROPRITES PHYSIQUES DES PETROLES BRUTS, LES GAZ NATURELS ETDES ROCHES RESERVOIRS

1. Propriétés physiques des pétroles bruts et des gaz naturelsLes pétroles bruts et les gaz naturels sont des mélanges d’hydrocarbures comprenant d’autresconstituant (impuretés : soufre, oxygène, azote, nickel, vanadium, etc.), d’eau, de sels minéraux.Au cours de la production d’un gisement, dans les conditions de réservoir, la température estpratiquement constante, il y a seulement variation de pression (baisse de la pression oudéplétion) et de volume (augmentation du volume occupé par les hydrocarbures). Dans lesconditions de surface, les 3 paramètres (P, V et T) peuvent varier. Le comportement deshydrocarbures est décrit à travers les diagrammes de phases qui représentent les états physiquesthermodynamiques dans lesquels ces hydrocarbures peuvent se trouver sous différentesconditions de température et de pression. Le diagramme de phase permet donc de savoir dansquel état et proportion existent les hydrocarbures depuis le réservoir jusqu’en surface et cedurant la durée de production. Il constitue ainsi une information capitale pour l’exploitation dugisement. Lorsqu’on soumet un mélange (pétrole brut) initialement liquide (température T1 etpression P1) continuellement à une baisse de pression, le mélange passe de l’état monophasiqueliquide à l’état diphasique liquide + vapeur, puis à l’état monophasique vapeur. Pour unmélange, on fait les remarques suivantes :

- Pour température donnée inférieure à la température critique du mélange, les pressionsPb et Pr ne sont pas les mêmes ;

- Entre les températures Tc et une Tcc dite température critique de condensation, on peutpartiellement liquéfier le mélange et au-dessus de la Tcc, il ne peut y avoir de phase

liquide. Les diagrammes PV et PT nous montrent le comportement d’un mélange. 


Remarque : pour un mélange, entre la Tc et la Tcc, une baisse continue de pression àtempérature constante entraine une apparition puis une disparition de la phase liquide,respectivement aux points de bulle et de rosée : c’est la condensation rétrograde.Aussi, certains constituants légers peuvent se trouver dans le liquide à l’état diphasique alorsmême que la température du mélange est supérieure à leur température critique au-dessus delaquelle ils ne peuvent être liquides. On définit :

- Pression de bulle (ou point de bulle) Pb : c’est la pression à laquelle apparait lapremière bulle de gaz quand on diminue la pression d’un liquide ; c’est aussi la pressionà laquelle disparait la phase vapeur d’un mélange diphasique (liquide + vapeur) quandon augmente la vapeur de ce mélange.

Pression de rosée (ou point de rosée) Pr : c’est la pression à laquelle disparait ladernière goutte de liquide d’un mélange diphasique (liquide + vapeur) quand on diminuela pression (on augmente le volume) ; c’est aussi la pression à laquelle apparait la phaseliquide quand on augmente la pression d’une vapeur.

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Le lieu des points de bulle et des points de rosée sur le diagramme représenterespectivement la courbe de bulle et de rosée. Ces 2 courbes se raccordent en un pointqui est le point critique (Pc, Tc) et l’ensemble des lieux des points de bulle et de roséedéfinit la courbe de saturation du mélange. Pour un corps pur, la courbe de bulle et lacourbe de rosée sont confondues.

Température critique de condensation Tcc ou cricondentherme : c’est le point del’enveloppe du domaine diphasique (courbe de bulle + courbe de rosée) qui correspondà la température maximale d’existence d’un équilibre diphasique.

Pression critique de condensation Pcc ou cricondenbar : c’est le point de l’enveloppediphasique pour lequel la pression est maximale. Le point de bulle est un paramètreimportant pour les gisements de pétrole bruts car il donne l’état dans lequel leshydrocarbures se trouvent dans le réservoir ainsi que les proportions des phases enprésence. Le point de rosée est un paramètre déterminant pour les gaz naturels,notamment en ce qui concerne leur transport dans les pipelines.

2. Propriétés physiques des roches réservoirsLes principales propriétés pétrophysiques des roches réservoirs sont la porosité, la perméabilitéet la saturation.

a. PorositéC’est la fraction du volume des pores de cette roche sur le volume total de la roche. Elles’exprime en pourcentage (%).

Porosité (ɸ) = volumes des pores / volume totalVolume total = volume des grains solides + volume des vides (pores.

La porosité totale ɸt correspond aux pores liés ou non entre eux. Elle comprend la porosité utileɸu, ensemble des pores reliés entre eux et avec l’extérieur et la porosité résiduelle ɸr, ensembledes pores isolés. On a :

ɸt = ɸu + ɸr

La porosité utile des roches varie entre 1% (argile) et plus de 40% (grès), les calcaires et lesdolomites ont des porosités variant entre 5 et 23%.La porosité des roches est déterminée soit par mesure sur carottes, soit à partir des diagraphies.

NB : on appelle porosité effective, le volume des pores effectivement remplis d’eau etd’hydrocarbures.

b. PerméabilitéC’est la capacité qu’a une roche de se laisser traverser par un fluide. L’unité de mesure est laDarcy. La perméabilité se calcule par la loi de Darcy (relation expérimentale).Le Darcy est la perméabilité qu’a un échantillon de roche de 1cm de longueur traversé par unfluide de 1cp de viscosité en une seconde à travers une surface d∆e 1cm2 et une variation depression de 1atm. En unité de champ, pour un écoulement (permanent) d’un fluideincompressible à travers les pores d’une roche, on a :

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Q = C∆

Avec :Q (stb/j) : débit d’écoulement ;C (1,127.10-3) : coefficient de compressibilité ;k (md) : perméabilité ;A (ft2) : surface d’écoulement ;μ (cp) : viscosité ;L (ft) : longueur de la surface d’écoulement ;∆P (psi) : variation de pression ;β (rbbl/sbbl) : facteur volumétrique de formation du fluide.

Cette relation est la loi de Darcy en écoulement linéaire permanent.Dans le réservoir, l’écoulement des fluides se fait suivant plusieurs modèles (écoulementlinéaire, radial, permanent ou pseudo permanent, etc.) tous modélisés à travers des relationsmathématiques.

c. SaturationElle représente les pourcentages relatifs d’un fluide dans les pores de la roche. Une rocheporeuse avec un volume de pores Vp dans lequel nous avons un volume Vh d’huile, un volumeVgaz de gaz et un volume Veau d’eau. Les saturations en huile, gaz et eau sont les suivantes :

Shuile = Vh/Vp Sgaz = Vgaz/Vp Seau = Veau/Vp Vp + Vgaz + Veau =Vp

NB : les différents caractères des roches réservoir sont déterminés par des analyses delaboratoire dites analyses PVT (pression, volume, température). Ces études PVT permettentd’estimer par de simples méthodes volumétriques, les quantités d’hydrocarbures en place.

III. DIFFERENTS TYPES DE GISEMENT DE PETROLES BRUTS ET LES GAZNATURELS

Les gisements de pétrole brut et de gaz naturel sont classés selon la nature des phases enprésence dans le réservoir et en surface.

1. Gisements d’huileCe sont des gisements de pétrole brut ou de gaz naturel peut être associé à l’huile sus forme degaz en solution (gaz associé) ou de gaz libre. On parle de :

Gisements d’huile sous saturé les hydrocarbures en place initialement monophasiquesliquides, le gaz naturel étant en solution dans l’huile, il est libéré en surface lorsquel’huile est produite (gaz associé).

Gisements d’huile saturés lorsqu’on a initialement une phase liquide et une phasegazeuse bien individualisée et séparée. Lorsque l’huile est produite, la fraction de gaz

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en solution est produite en même temps (c’est le premier cas) et le gaz libre non dissousdans l’huile s’installe dans une calotte au-dessus de l’huile.

2. Gisements de gaz naturelCe sont les gisements de gaz qui produisent en surface du gaz avec ou pas de phase liquide. Ona :

Gisements de gaz humide ou à condensât : ce sont des gisements de gaz qui donnenten surface du gaz et du condensât à cause de leur proportion non négligeable enhydrocarbures condensables (C4, C5).

Gisements de gaz secs : ils donnent en surface essentiellement du gaz (C1 à C3) et N2, ilne se forme pas de phase liquide dans les conditions de production.

Gisements de gaz à condensât rétrograde : ces gisements donnent en surface du gaz etdu condensât, une partie du condensât s’étant formé à l’intérieur du réservoir du fait dela condensation rétrograde : la température du réservoir est comprise entre la Tc et laTcc et le point représentant les conditions de réservoir se trouve à l’intérieur ou au-dessus de la zone de condensation rétrograde.

Gisements de gaz associé : le gaz associé coexiste dans le réservoir avec l’huile. Il peutêtre présent sous forme de gaz dissous (huile sous saturée) ou sus forme de chapeau degaz (huile saturée). Remarque : le gaz sec, le gaz humide et le gaz à condensât sontqualifiés de non associés.

IV. ESTIMATION DES RESERVES (QUANTITES EN PLACE)Considérons un volume d’huile monophasique dans le réservoir qui s’écoule vers le sondage,monte dans le tubing de production, passe dans la collecte et dans les installations de traitementpour donner un certain volume d’huile de stockage, en surface. Plusieurs phénomènes ont lieuentre le réservoir et la surface : baisse de la température et de la pression et départ du gazinitialement dissous. Le résultat est qu’on récupère au stockage un volume de liquide inférieurà celui qui est parti du gisement. On définit :

- Le facteur volumétrique de formation de l’huile Bo qui est le volume de la phase liquidedans le gisement qui a donné un volume unité d’huile (1bbl) en condition de stockage,l’unité est le baril/baril ou m3/ m3.

- Le facteur volumétrique de formation de gaz Bg qui est le volume de gaz dans leréservoir, dans les conditions du réservoir qui va donner 1SCF de gaz dans lesconditions de surface ; l’unité est le RB/SCF.

- Le rapport Gaz/Huile GOR (Gas Oil Ratio), c’est le volume de gaz standard récupéréavec un volume unité d’huile de stockage, l’unité est le ft3/baril ou m3/ m3. On distinguele Dissolved GOR (quantité de gaz dissoute à l’intérieur même du réservoir à cause dela chute continue de pression dans le réservoir. Cette quantité décroit jusqu’à lasaturation en gaz du réservoir) et le Producing GOR (quantité de gaz dissoute en surfaceà cause de la chute de pression entre le réservoir et la surface).

Les réserves sont les quantités d’hydrocarbures initialement en place dans le réservoir. Lesréserves portent plusieurs dénominations (prouvées, probables, possibles) selon qu’elles

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peuvent être produites avec les techniques actuelles, avec l’évolution des techniques ou qu’ellessoient encore au stade de prospect.

Le calcul des quantités d’huile et de gaz dans le réservoir se fait à partir de méthodesvolumétriques et de simulation. Les méthodes volumétriques comprennent la méthode desbilans matière dont l’utilisation nécessite l’existence de données de production (historique dela production). Une toute première approche pour déterminer les réserves est le calcul à partirdes formules ci-après, connaissant notamment certaines informations sur la roches réservoirs etles fluides contenus.

Huile en place Vp (STB) = é é é ’ × ɸ ×Gaz en place Vg (SCF) = é é é × ɸ ××STB = SCF = ft3V. LES MECANISMES DE PRODUCTION

Les mécanismes de production ou encore mécanismes de récupération sont les mécanismes parlesquels les hydrocarbures sont remontés en surface. Ces mécanismes sont en relation avec lerégime de pression existant dans le réservoir et le mode d’écoulement des fluides. Leshydrocarbures sont produits par le différentiel de pression existant entre le réservoir et la surfaceen passant par le fond du puits et la colonne de production. Au fur et à mesure de la production,la pression de gisement chute et tend vers la pression de fond de puits qui diminue égalementsi bien que ce différentiel de pression tend à s’annuler réduisant la capacité des hydrocarburesà remonter naturellement à la surface. On a alors recours à des techniques d’activation pourmaintenir la pression du gisement, prolonger la production des hydrocarbures et récupérerdavantage d’hydrocarbures. Les mécanismes de récupération se classent en drainage naturel etla récupération assistée.

1. Le drainage naturelLe drainage naturel ou récupération primaire concerne les réservoirs où la pression initiale estassez forte pour permettre la remontée naturelle des hydrocarbures en surface (puits éruptifs),on a une décompression du réservoir qui emmène les hydrocarbures en surface. Cesmécanismes naturels sont essentiellement dus à :

L’expansion monophasique de l’huile ou du gaz dissous (déplétion ou solution gasdrive) : c’est le cas d’un gisement d’huile (sous saturé et saturé) ou d’un gisement degaz.

o Si c’est un réservoir d’huile, celui-ci ne contient pas de chapeau de gaz nid’aquifère et les fluides sont produits par la seule force due à l’expansion del’huile et de façon négligeable par l’expansion de l’eau connée et par la force decompaction de la roche. L’expansion de l’huile étant majoritaire et lacompressibilité de l’huile faible, la pression chute rapidement au cours de laproduction. Lorsque la pression du réservoir atteint la pression de bulle, le gaz

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est libéré en solution et l’expansion de ce gaz ralenti la chute de pression dansle réservoir. Le gaz libéré en solution, lorsqu’il atteint la pression de saturationva former un chapeau de gaz au-dessus de l’huile et limiter également la chutede pression.

o Dans le cas d’un réservoir de gaz, la production est simplement le fait del’expansion du gaz.

L’expansion d’un aquifère (water drive) : la chute de pression dans le gisement est limitépar l’aquifère et l’huile est drainé par l’aquifère.

L’expansion du gaz cap (poche de gaz) au-dessus de l’huile (gas drive) : la chute depression est limitée par le chapeau de gaz.

En général, on a une meilleure récupération dans le cas de l’expansion par un aquifère, moyennedans le cas de l’expansion par gaz cap et faible pour une expansion monophasique de l’huile.

Remarque :- La plupart des gisements d’huile sont produits par la combinaison de 2 ou de ces 3

mécanismes.- Les gisements de gaz ou de condensât sont produits par drainage naturel puisque plus

légers que l’air et très compressibles : puits éruptifs.

Dans le cas le plus simple, la production d’un volume V d’huile provoque dans le réservoir unedécompression de l’huile. On estime grossièrement le volume d’hydrocarbures récupérés par ladécompression naturelle du réservoir c'est-à-dire par production primaire par la relation entrela production et la décompression du fluide traduite par le coefficient de compressibilité C :

C =∆

× ∆Avec :∆V : est la variation du volume d’huile (∆V = volume initial ou réserves – volume final) ;V : le volume d’huile initialement en place (réserves) et∆P : la variation de pression dans le réservoir.

2. La récupération assistéeLa récupération assistée est la récupération secondaire des hydrocarbures (principalementhuile), par des mécanismes provoqués, lorsque la pression du gisement n’est plus assezsuffisante pour faire remonter naturellement l’huile. Les techniques de récupération assistéesont le pompage, l’injection de gaz et l’injection d’eau (techniques d’activation).

A côté de ces techniques, nous avons aussi l’acidisation (injection d’acide dans la formation),la fracturation hydraulique (injection d’eau à forte pression dans la formation). Ces 2 dernièrestechniques de traitement des formations ont pour objectifs de dégager les pores de la formationou de créer des fissurations à l’intérieur de celle-ci afin de permettre à l’huile de s’y écoulerfacilement.

Le pompage

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Le pompage est effectué à l’aide d’une pompe mécanique qui transmet à une tige à l’intérieurdu puits un mouvement vertical ascendant et descendant créant ainsi une pression nécessairepour faire remonter l’huile en surface (effet de piston). Ces pompes ont une forme particulièreen tête de cheval.

Injection de gaz (gaz lift)On injecte du gaz dans la partie inférieure de la colonne de production afin d’alléger la densitéde l’huile ce qui avec l’expansion de ce gaz l’emmène plus facilement en surface. L’injectionpeut se faire soit à l’intérieur du tubing de production soit à l’intérieur de l’espace annulairecasing-tubing de production. Le gaz réinjecté provient généralement du même champ ou dechamps voisins.

Injection d’eau (water flood)On injecte de l’eau dans la formation pour limiter la chute de pression dans le réservoir. Cetteeau remplace les fluides produits dans les pores et balaye la formation. L’injection d’eau se faità partir des puits dits puits d’injection positionnés sur le champ selon le schéma de production.

Remarque :- On a souvent recours à l’injection d’eau ou de gaz dès le début de la production, ce qui

conduit à un taux de récupération de 40% à 60%.- Il existe des techniques de récupération tertiaire dites récupération améliorée (Enhanced

Oil Recovery EOR). Ces techniques consistent à l’injection de gaz ou de produitschimiques liquides (dioxyde de carbone, azote, polymères, surfactants, solvantschimiques, etc.) ou en l’utilisation de la chaleur (vapeur chaude ou eau chaude injectéedans la formation). Ces techniques ont pour but principalement de réduire la viscositéde l’huile et de drainer plus facilement l’huile vers le puits producteur.

On appelle facteur ou taux de récupération, le pourcentage d’huile récupéré :RF = é é éExemples de taux de récupération :

o Huile monophasique :

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1- calculer la quantité d’huile initialement en place (en rbbl et en STB) ainsi que la quantité degaz initialement en place (en SCF) dans un réservoir d’huile avec gaz dissous qui présente lesparamètres suivants :

- Volume de la roche réservoir imprégnée d’huile : Vh=12 518 823 m3- Porosité moyenne : 20%- Saturations : huile Sh=78% ; Gaz Sg=0% et eau Seau=22%- Facteur volumétrique de formation en huile Bh=1,215rbbl/STB- Gas Oil Ration : GOR=670 SCF/STB

2- déterminer les mêmes quantités pour un gisement d’huile saturé qui a les paramètres suivants:

- Porosité moyenne : 24%- Gos Oil Ration : GOR=1023 SCF/STB

Zone à huile- Volume de la roche imprégnée d’huile: Vh=10 543 256 m3- Saturation en huile : Sh=63%- Facteur volumétrique de formation d’huile : Bh=1,215 rbbl/STB

Zone à gaz- Volume de la roche imprégnée de gaz : Vg=8 129 378 SCF- Saturation en gaz : Sg=87%- Facteur volumétrique de formation de gaz : Bg=0,958 SCF/SCF

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CHAPITRE VII : EQUIPEMENTS DES CHAMPS PETROLIERS

Un puis de production est un ouvrage destiné à la production des hydrocarbures. Pour ce faireil est doté d’un certain nombre d’équipements permettant de faire remonter l’huile ou le gaz ensurface à un débit efficient, en toute sécurité avec un les considérations du réservoir en question.Les différents équipements du puits de production sont mis en place pendant et après le forageau cours d’une opération appelée la complétion.

La complétion couvre donc l’ensemble des opérations visant à mettre un puits pétrolier enservice. Ces opérations vont du forage à proprement parler (traversée de la couche à exploiter),à l’établissement de la liaison entre le trou et la couche à exploiter, traitement de la coucheéventuellement pour le contrôle des venues de sable, stimulation (acidisation fracturationhydraulique, etc.) et la pose de l’équipement proprement dit du puits.

Il existe plusieurs types de complétion qui dépendent du type de gisement à exploiter mais onpeut retenir en gros la complétion en trou ouvert et la complétion en trou tubé.

La complétion est également fonction de la nature du puits. Pour les puits d’exploration dontl’objectif est de découvrir des hydrocarbures, en cas de découverte, on fait une complétion diteprovisoire en vue de tester le puits. Pour les puits de développement où le gisement à exploiterest connu, on fait des complétions permanentes, par la pose de tous les équipements nécessairespour la mise en production continue du puits.

I. LES EQUIPEMENTS DE FONDLes équipements essentiels de fond d’un puits de production sont : Les casings

Ce sont des tubes d’acier qui sont descendus dans le trou de forage et cimentés aux parois dutrou ou entre eux pendant le forage. Les casings assurent plusieurs fonctions (voir chapitreforage).

Les tubings ou cuvelage de productionCe sont des tubes en acier également descendus dans le puits après la pose des casings. Ilsprotègent les casings contre la corrosion que peut produire les fluides produits. Le train detubing peut être retiré du puits pour des réparations ou remises en état et redescendu dans lepuits au cours d’une opération appelée Workover. Un fluide est présent entre le casing et letubing pour évite la corrosion. Les fluides produit s’écoulent soit à l’intérieur du tubing soit àl’intérieur des espaces annulaire casing-tubing.

Les packers de productionCe sont des dispositifs de scellage placés entre le casing et le tubing pour maintenir le train detige en place et réaliser une étanchéité entre la colonne de production et le cuvelage (au cas oùil en a plus d’une) et force un chemin aux fluide produits.

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Les valvesElles sont de nature diverses et ont des fonctions multiples ; on a des valves de sécurité, desvalves de non-retour, des valves d’injection de gaz lift, etc.

Les sièges (landing nipples)Ils procurent une gorge d’’ancrage permettant de laisser en place des outils de productiondescendues au câble dans le puits (enregistreurs de pressions, bouchons, vanne de sub-surface,etc.).

Les vannes de circulation (sliding sleeve)Elles sont vissées entre 2 tubes de la colonne de production et permettent de réaliser en fond depuits, une communication contrôlée entre la colonne de production et l’annulaire colonne-cuvelage.

Les vannes de sécurité de sub-surface (SCSSV : Surface Controled Subsurface SefetyValve)

Elles permettent de fermer la colonne de production au niveau de la tête de puits en cas deproblème grave comme une fuite ou un incendie (généralement placé 30 à 50 par rapport auniveau de la mer ou au sol).

II. LES EQUIPEMENTS DE SURFACE

Les têtes de puits (têtes de casings et de tubings) et l’arbre de production (christmasTree)

Eléments de base assurant la sécurité du puits, l’arbre de production est posé sur la tête de puitset comporte un certain nombre de valves (valves maîtresses, valves latérales, duses, etc.). il doitpouvoir supporter la pression maximum du puits fermé. Il permet en particulier le réglage dudébit du puits (en agissant sur la duse latérale), l’accès à a colonne de production pour le travailsous pression (opérations de mesure et d’entretien au câble), la suspension de la colonne deproduction, la réalisation de l’étanchéité entre le cuvelage et la colonne de production.

Le réseau de collecte (manifold) Les séparateurs Les compresseurs les bacs de stockage Les lignes d’expédition (bancs de comptage)

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CHAPITRE VIII : ORGANISATION DES PLATEFORMESPÉTROLIÈRES

I. HISTORIQUEL’aventure pétrolière n’a pas commencée directement sur l’exploration en mer (off-shore).C’est avec les expériences acquises par les explorations à terre (on shore) que la recherchepétrolière s’est déportée en mer.

II. OPERATIONS ON SHOREL’exploitation on shore consistait à produire à partir de plusieurs puits verticaux disséminés àpartir d’un champ pétrolier.Le schéma d’exploitation s’est fait de telle sorte que les opérations de forages et de productionse fassent sur le site individuel de chaque puits.Pour le forage, le matériel ainsi que le personnel sont transportés sur chaque site del’exploitation.Pour la production, le personnel parcourait plusieurs kilomètres par jour pour la collecte desdonnées, beaucoup d’efforts leur étaient demandés.Afin d’éviter la dispersion de tous ces efforts matériels et humains, les opérations d’exploitationd’hydrocarbures sont le plus souvent concentrées en n seul lieu appelé plateforme du fait de saforme géométrique.On peut définir une plateforme pétrolière comme étant une structure conçue pour servird’espace de travail où les opérations peuvent se produire en toute sécurité dans unenvironnement marin ou terrestre.

III. LES TYPES DE PLATESFORMES PETROLIERESIl existe 2 groupes de plates formes :

o Les rigs de forageso Les rigs de production

NB : le mot rig signifie plateforme.

1. Les rigs de forageLa sélection du type de rig dépend surtout des opérations à effectuer et de la profondeur d’eaudu site où les opérations sont effectuées. En d’autres termes la gestion d’une plateformecommence dès la planification du projet pétrolier ou gazier. Les rigs de forage se présentent en2 importants groupes tels que : Les rigs mobiles Les rigs fixes

a. Les rigs mobilesLe forage d’exploration où les hydrocarbures peuvent être trouvés ou non est fait le pluséconomiquement possible en utilisant les rigs mobiles. Ces rigs peuvent se déplacer d’un site àun autre quand cela nécessaire. Les rigs mobiles sont classés aussi en 2 groupes :

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- Les autoélévatrices- Les unités à colonne stabilisée

Les rigs mobiles autoélévatrices (les Jack up)Les autoélévatrices mobiles ou Jack up sont des plates formes qui restent en surface du fondmarin à l’aide des pieds dans leur condition normale d’opération avec leur principale houle au-dessus du niveau de la mer. Dans une proportion transitoire elle flotte au-dessus du niveau dela mer avec les pieds levés (position suspendue). Les plates formes autoélévatrices sontgénéralement recommandées pour le forage dans les profondeurs d’eau variant entre 60’ et300’.

Les rigs mobiles à colonnes stabiliséesLes plates formes à colonne stabilisée sont des structures qui sont supportées soit par descaissons soit par des colonnes. Elles sont soit submersibles qui opèrent en se posant sur le fondde la mer soit des semi-submersibles qui opèrent en position flottante. Les submersibles sontrecommandés pour les eaux peu profondes (supérieurs à 60’). Pour les forages d’explorationavec des profondeurs d’ea