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UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA

Faculté des Sciences et Technologie et des Sciences de la Matière

Département Hydrocarbure et Chimie

Mémoire de Fin d’étude

MASTER PROFESSIONNEL

Domaine : Hydrocarbure et Chimie

Filière : Hydrocarbures

Option : Production et Techniques des Puits.

*Champ Hassi Berkine*

Soutenu publiquement: Le 23/06/2013

Promotion 2013

Réalisé par:-BOUAKLINE Omar.

-ELHAICHAR Moussa.

v Mr. GHARBI Abderrazak Président UKM Ouargla

v Mr. HADJADJ Mohammed Encadreur UKM Ouargla

v Mr. SID ROUHOU Jamal Examinateur UKM Ouargla

Nous remercions le DIEU, de nous avoir accordé santé, volonté,

courage et patience le long de nos parcours.

Nous remercions toutes nos familles, surtout nos parents qui ont fait

de nous des hommes que nous sommes.

Nous témoignons notre profonde gratitude à

Mr HADJADJ Mohamed, notre promoteur, pour tous ses efforts et

ses encouragements qu’il a fournis durant ce travail.

Nous tiendrons aussi à remercier tous les enseignants de notre

département qui ont contribué de près ou de loin à notre formation

durant tout le cursus universitaire.

Ainsi qu’à Mr HOUACHE hassene Ingénieur production en HMD

et Mr ARIF Tahar Ingénieur réservoir champ 208

et à Mr MERZOUK Khalifa Ingénieur réservoir champ 404

et tous les cadres du département réservoir dans le Groupement

Berkine pour leurs aides et leur disponibilité.

ELHAICHAR Moussa.

BOUAKLINE Omar.

Je dédie ce modeste travail à:

Deux êtres qui me sont les plus chers au monde

Ma mère;

Et mon père

Dans l’espoir que celui-ci puisse apporter un peut plus de joie à leurs vies.

A tout mes frères, à toutes mes sœurs et toute la famille BOUAKLINE et

BAFOULOULOU grands et petits, et en particulier Mes grands parents.

A ma Fiancée.

A tous mes amies d’étude de promotion sur tout:

Hamou, Soliman et Abderrahmane.

A mes amies de chambre B.Brahim , W.Abderahman.

A mon binôme H.Moussa.

A tous mes amis chacun a son nom.

A Tous ceux que j’aime et je respecte.

BOUAKLINE Omar

J’ai le grand plaisir de dédier ce modeste travail :

À ma très chère mère, qui me donne toujours l’espoir de vivre

et qui n’a jamais cessé de prier pour moi.

À mon très cher père, pour ses encouragements, son soutien, surtout pour son

amour et son sacrifice afin que rien n’entrave le déroulement de mes études.

une dédicace spéciale à la source de l'amour et de bonheur ma femme, qui me

donne toujours l'espoir de vivre, pour son sacrifice et patience avec moi le long

de la réalisation de ce travail.

À tous mes frères et sœurs.

À tous les membres de ma famille, grande et petite pour leur encouragement à

terminer ma carrière universitaire.

À tous les amis.

À mon binôme Omar.

À tous ceux qui j’aime et je respecte.

ELHAICHAR Moussa

SOMMAIRE

LA LESTE DES FIGURES

LA LISTE DES TABLEAUX

Fig.I.1 Localisation des endommagements 03

Fig.I.2 Influence du skin sur la perméabilité 10

Fig.I.3 Evolution de la pression de fond après fermeture du puits (cas du puits idéal) 13

Fig.I.4 Evolution de la pression de fond après fermeture du puits (Cas du puits endommagé) 14

Fig.I.5 Présentation de la chute de pression due à l’endommagement 14

Fig. I.6 Présentation de la chute de pression en fonction de (t+Δt)/Δt 17

Fig.II.1 Constituants typiques des grés 27

Fig. III.1 Système de production 36

Fig. III.2 Graphe représentatif de l’analyse Nodale du système de production 37

Fig. IV.1 Courbe de remontée de pression du test avant acidification (Horner) 43

Fig.VI.2 Courbe de remontée de pression du test après acidification (Horner) 53

Fig. IV.3 courbe de l’IPR du puits HBNSE07 avant et après l’acidification 56

Tableau IV.1: Evaluation de pression en fonction du temps (4h de fermeture) 43

Tableau. IV. 2: Comparaissent des résultats 45

Tableau IV.3: Tableau de pompage du fluide de traitement 51

Tableau VI.4 : Evaluation de pression en fonction du temps (6h de fermeture) 53

Tableau VI.5 : Comparaissent entre les résultats 55

Tableau IV.6 : les résultats finals 55

Tableau IV. 7: Les gains obtenus après le traitement 57

Tableau IV.8: Description des différents couts de l’opération 57

INTRODUCTION GENERALE

1

INTRODUCTION GENERALE Un gisement est formé d'un ou des plusieurs réservoir rocheux souterrains contenants des

hydrocarbures, la roche réservoir est poreuse et perméable et la structure limitée par des

barrières imperméable qui piègent les hydrocarbures.

Les hydrocarbures qui constituent le pétrole résultent de la transformation des matières

organiques accumulées.

Au cours d'exploitation d'un gisement pétrolier, la productivité du puits diminue avec le

temps à cause des problèmes production qui colmatent le puits, pour améliorer la productivité

d'un puits il doit faire une stimulation pour crée artificiellement aux abords du puits

l'écoulement des fluides par accroissement de la perméabilité, parmi les nombreuses méthodes

de stimulation nous citerons la fracturation et par l'acidification.

L'acidification est l'un des opérations de stimulation pour restaurer la perméabilité d'un

puits.

Dans ce mémoire, avant de rentrer dans la partie pratique, nous avons axé sur les trois

chapitres ; l’endommagement dela formation et notion de skin; la théorie et chimie de

l’acidification et L’ANALYSE NODALE, Logiciel « PERFORM », tout en s’appuyant sur

une recherche bibliographique et les expériences vécues par les sociétés de service,la dernière

partie est consacrée à l’évaluation et l’interprétation des essais pour arriver à des conclusions

et des recommandations.

Chapitre I : Endommagement de la formation et notion de skin

2

I.1 INTRODUCTION :

La mise en évidence d’un endommagement se fait par la constatation d’une baisse de

débit du puits. Il s’exprime par la baisse de l’indice de productivité et par le skin (coefficient

d’endommagement) lorsque celui-ci est positif.

Dans ce chapitre, on analysera en premier lieu les endommagements principaux et notamment

ceux les plus fréquents à HBN, puis on expliquera les manières de leur détection, les

différents types de skin et l’expression de l’endommagement.

I.2 SIGNIFICATION DE L’ENDOMMAGEMENT :

L’endommagement est défini comme étant un obstacle empêchant l’écoulement des fluides

du réservoir vers le puits. Il représente toutes les incrustations que ça soient minérales ou

organiques pouvant altérer la perméabilité naturelle par leur déposition à l’intérieur du

réservoir ou en obturant les perforations voir même le tubing de production et l’installation de

surface.

I.3 LOCALISATION DE L’ENDOMMAGEMENT :

La figure I-1ci-dessous illustre parfaitement les zones de localisation de l’endommagement

tenant compte de la configuration du puits.

I.3.1 Au fond du puits :

Généralement, on trouve des dépôts constitués par des sédiments d`origine diverses

(particules issues de la formation, produits de corrosion des équipements) ou des précipités

(sels, paraffines, asphaltènes).

I.3.2 Aux abords du puits :

Ø Cake externe (zone 1) : Le cake externe est formé des particules solides minérales ou

organiques déposées lors du forage sur la paroi du trou (pour consoliderles parois du puits et

réduire l`infiltration de la boue dans la formation).

Son élimination se fait mécaniquement par grattage ou chimiquement par lavage aux solvants

ou aux acides.

Ø Le cake interne (zone 2):Le cake interne est constitué par des fines particules

solides provenant de la boue, du ciment et des fluides de complétions, se localise dans une

très mince couronne aux abords immédiats du puits et bloque les pores, rendant le milieu peu

perméable.


3

Ø La zone envahie (zone 3):Au-delà du cake interne se trouve la zone envahie par les

filtrats de la boue et du ciment, qui vont modifier l`environnement naturel du milieu poreux.

On peut ainsi observer :

- Changement de mouillabilité ;

- Formation d’émulsions ;

- Gonflement et /ou délitage des argiles ;

- Précipitations diverses (minérales et parfois organiques) en cas d`incompatibilité d’un

filtrat avec les fluides en place.

I.4 LES ENDOMMAGEMENTS LES PLUS FREQUENTS À HBN:

Parmi les endommagements les plus rencontrés à HBN on peut citer:

I.4.1 Endommagement dû aux opérations de forage, de workover et de snubbing :

La présence de certains produits dans la boue de forage peut provoquer la formation des

émulsions. Vu la pression hydrostatique, le filtrat de boue a tendance de pénétrer dans le

réservoir et les particules solides se déposent sur la paroi du puits sous forme de cake.

Ø Solides contenus dans le fluide de forage :

L’envahissement de la formation peut être représenté schématiquement par plusieurs zones

s’éloignant de l’axe de puits comme illustré dans la Figure I.1

- Zone 1 : cake externe tapissant les parois du puits ;

- Zone 2 : cake interne : solides ayant pénétré dans le milieu poreux ;

- Zone 3 : zone envahie par le filtrat boue ;

- Zone 4 : zone vierge où la perméabilité n’est pas affectée.

Fig. I.1 Localisation des endommagements


4

Ø Filtrat du fluide de forage (invasion par la boue) :

Cet endommagement est représenté par la zone 3de la Fig. I.1,sa profondeur variable,

peut atteindre jusqu’à plusieurs mètres dans les cas d’invasion profonde.

L’endommagement par la boue peut être causé par :

- Un effet physique des particules de la boue qui remplissent la porosité matricielle,

réduise la perméabilité.

- Un effet chimique des produits dans la boue qui peuvent causer une émulsion avec

les fluides de formation et/ou un changement de mouillabilité de la roche.

Ø Le colmatage des perforations :

Au cours des opérations de workover ou de snubbing, un filtre cake se forme toujours

dans les perforations provoquant un bouchage.

Ø Changement de mouillabilité :

La mouillabilité est l’aptitude des parois à être recouverte préférentiellement d’un film

d’huile ou d’eau.

Les solvants et les tensioactifs présentent surtout dans le filtrat des boues à émulsion

inverse (utilisés pour prévenir la formation des sludges ou d’émulsion) peuvent altérer la

mouillabilité de la roche, la formation devient donc mouillable à l’huile ce qui diminue la

perméabilité relative à l’huile.

Ø Formation des émulsions :

Une émulsion est le résultat d’un mélange intime entre deux fluides non miscibles, à

savoir ici:

- L’eau de filtrat de boue avec le brut de réservoir;

- Le filtrat d’une boue à l’huile avec l’eau de réservoir.

Une émulsion est caractérisée par leur forte viscosité. Elle peut même réduire

considérablement la productivité des puits qui lui est inversement proportionnelle. Elle peut

être dissociée par l’injection des agents tensioactifs afin de diminuer leur tension interfaciale

et de la casser.

Ø Gonflement des argiles:

Il est dû à l’invasion du filtrat à base d’eau de forage, de Work-Over et des fluides de

complétion, ce qui trouble l’équilibre entre l’eau de formation et les argiles, qui se gonflent et

réduisent sévèrement la perméabilité.


5

I.4.2 Dépôts de sel :

Le sel, à été dés le début de la mise en exploitation du champ de HBN un des principaux

problèmes d’exploitation. Le changement de la pression et de la température au cours de la

production entraîne la précipitation des sels. Ces sels sont essentiellement des chlorures de

sodium (NaCl) dont la répartition est comme suit: 2/3 NaCl et 1/3 d’autres sels.

Malgré l’injection en continu de l’eau par des concentriques et les grattages fréquents

par le Wire-line, les sels ne cessent de se précipiter causant des fois la fermeture totale des

puits.

I.4.3 Dépôts organiques (Asphaltes):

Des petites quantités d’asphaltes ont été remarquées dans les puits depuis leur mise en

production. Ils se déposent dans le tubing et même dans le milieu poreux.

Le dépôt des asphaltes causent un grand problème de production. Bien que les mécanismes de

déposition des asphaltes soient nombreux, les facteurs suivants sont les plus répandus :

- Les asphaltes vont se déposer la ou la pression est au-dessous du point de bulle du brut

produit, typiquement dans le tubing, et même dans la formation.

- Les sels contenus dans les eaux du cambrien forment des sites d’accumulation pour les

asphaltes.

I.4.4 Dépôts minéraux :

Les dépôts minéraux (scales) sont rencontrés dans l’ensemble du puits, de la formation

jusqu’au réseau de collecte. Les principaux sont :

- Les carbonates de calcium : CaCO3 ;

- Les sulfates: BaSO4 (H2O), BaSO4, SrSO4;

- Le chlorure de sodium : NaCl ;

- Les produits de corrosion du fer : FeS, Fe2O3, FeCO3.

I.4.5 Migration des fines:

Lors de la production, quand le débit choisi est grand et l’écoulement est turbulent, il se

produit la migration des particules fines (des argiles, des sables…) de la formation vers les

abords de puits provoquant un bouchage des perforations d’où la baisse de la productivité.


6

I.4.6 Colmatage dû à la stimulation:

Dans le cas d’une acidification, l’endommagement est causé par les réactions

Secondaires de l’acide choisi et ses additifs suite au mauvais choix de ceux-ci ou leur

évacuation incomplète ou retardée.

Après une fracturation hydraulique, la fracture soutenue peut être bouchée partiellement

par le fluide transportant les agents de soutènement (gel de frac).

I.4.7 Endommagement dû à l’injection d’eau :

L’injection d’eau dans le champ de HBN est très nécessaire soit pour le maintien de

pression ou bien pour le dessalage. Mais dans certains cas cette eau cause des problèmes dans

le réservoir tels que :

- Saturation en eau aux abords du puits si le débit d’injection n’est pas bien contrôlé

(water-block).

- Blocage par des dépôts de sulfates (scale) dû à l’incompatibilité de l’eau d’injection

et celle de la formation.

I.5 DÉTECTION DES ENDOMMAGEMENTS :

Plusieurs méthodes d’usage très classique sont disponibles dont nous retiendrons :

- Echantillonnage et analyses de laboratoire,

- Essais de puits,

- Historique complet des puits,

- Analyse du système de production.

- Diagraphie de production (PLT …).

I.5.1Echantillonnages et analyses de laboratoire :

La connaissance des caractéristiques d’un endommagement facilite non seulement sa

détection mais permet d’en identifier les causes exactes et par conséquent de choisir une

solution appropriée. Cela ne peut mieux être réalisé que sur des échantillons suffisamment

représentatifs de la roche réservoir et de ses effluents.

I.5.2 Essais de puits :

Les essais de puits avec de bonnes remontées de pression sont un moyen privilégié de

renseignements pour apprécier si une diminution de la production des réservoirs existe. On


7

sait toutefois que le skin total «S » englobe des facteurs parasites (pseudo skins) qu’il faut

retrancher pour s’avoir si un réel colmatage existe.

Les essais de puits fournissent aussi d’autres renseignements dont la connaissance est

primordiale : évolution de la pression statique de couche, perméabilité vierge en condition de

fond qui peut différer notablement des mesures faites en surface, index de productivité et

rendement de l’écoulement.

I.5.3 Historique complet du puits :

L’historique d’un puits, est une source primordiale d’informations pour aider à détecter

les causes d’endommagement.

I.5.4 Diagraphies de production (PLT, …):

Les diagraphies de production jouent un rôle très important pour la détection des

endommagements. Le PLT par exemple permet de savoir la participation de chaque banc

perforé à la production totale du puits, donc une bonne localisation de l’endommagement.

I.6 NOTION DE SKIN (COEFFICIENT D’ENDOMMAGEMENT) :

I.6.1 Définition :

Le skin « S » représente le degré d’endommagement total d’un puits sans toute fois

différencier l’endommagement matriciel (que l’acidification peut être une solution) de

l’endommagement secondaire causé par la configuration du puits : le Pseudo-Skin. C’est un

facteur sans dimension -déterminé par des essais de puits- quitraduit la liaison entre le

réservoir et le puits.

Le skin représente une perte de charge supplémentaire (ΔPskin) localisée aux abords du

puits.

- S > 0 si la couche près du puits est colmatée (perte de charge additionnelle)

- S < 0 si la couche près du puits est améliorée.

I.6.2 Origine de skin :

Le skin a plusieurs origines dont les plus importants sont :


8

Ø Les perforations :

Le modèle du puits idéal suppose que son contact avec la formation s’étend sur 360º,

mais avec des perforations on conçoit fort bien que la production soit forcée à travers les

seules ouvertures.

Il en résulte une perte de charge qui se traduit par le skin "Sp" appelé coefficient d`effet

pariétal et qui est en fonction du nombre des pérfos et de leurs répartition.

Ø La pénétration partielle :

La perforation d’une partie seulement de la hauteur du puits provoque une restriction

des lignes d’écoulement aux abords du puits.

Elle contribue à l’existence d’un skin positif (pseudo skin "Sc") qui varie en fonction

de l’épaisseur de la formation, du diamètre du puits et de la hauteur perforée.

Ø Endommagement global :

Dans tous les cas, les pertes de charges additionnelles, localisées aux abords du puits

(matrice), peuvent être traitées comme un skin. Donc le skin qui sera mesuré au cours d`un

test, est une résultante de tous ces skins.

Se : l’endommagement réel aux abords du puits (matrice) ;

Sp : la perte de charge due aux perforations ;

Sc : l’étranglement de l’écoulement dû à la pénétration partielle.

I.6.3 Effet de skin sur la perméabilité :

I.6.3.1 Définition de la perméabilité :

La perméabilité est le paramètre clé pour le producteur.

La perméabilité caractérise l'aptitude qu'a une roche à

laisser s'écouler des fluides à travers ses pores.

La perméabilité (k) est le coefficient de

proportionnalité qui relie le débit (Q) d'un fluide de viscosité (µ)

qui passe à travers un échantillon de roche de section (A) et de longueur (dx), à la chute de

pression (dP) nécessaire à son passage.

La loi de Darcy relie ces paramètres s’écrit, en négligeant l’effet de gravité, comme

suit :

S= Se + Sp + Sc


9

La loi de Darcy suppose que :

-Il y a qu’un seul fluide présent (écoulement monophasique).

-Le régime d’écoulement soit laminaire.

-L’écoulement est permanent.

-Le milieu soit homogène et isotrope.

-Le fluide est incompressible.

Le rayon re et la perméabilité KS de la zone endommagée sont reliés au Skin par

l’expression de Hawkins : rwrs

S : skin ;

K: perméabilité du réservoir (zone non endommagée) ;

Ks : perméabilité de la zone endommagée ;

rs: rayon de la zone endommagée ;

rw : rayon du puits.

Fig. I.2 Influence du skin sur la perméabilité


10

On voit que si :

- S>0 : La perméabilité de la zone voisine du puits est inférieure à celle du reste de la

formation (cas d’un endommagement) ;

- S< 0 : La perméabilité de la zone voisine du puits est supérieure à celle du reste de la

formation (cas d’une amélioration par stimulation) ;

- S=0 : K= Ks(pas d’endommagement).

I.6.4 Effet de skin sur la productivité :

I.6.4.1 Notion de l’indice de productivité :

L’indice de productivité (IP) d’un puits est défini comme le débit associé à une

dépression entre le fond du puits et le gisement, c’est un potentiel du puits et s’exprime pour

un cas d’un liquide dans un écoulement radial circulaire, régime permanent par :

Il existe deux types d’IP :

- IPr : productivité réelle en (m³ /h)/ (Kg /cm²);

- IPth : productivité théorique de même dimension.

· L’indice de productivité théorique (IPO) est donné par :

Où:

α : coefficient dépend des unités utilisés ;

h : la hauteur de la couche productrice ;

k : la perméabilité ;

µ : la viscosité du fluide ;

β : facteur volumétrique de fond ;

re :le rayon de drainage ;

rw : le rayon de puits .


11

· En ce qui concerne le puits réel, l’ensemble des perturbations aux abords du puits est

regroupé sous la forme de terme "S" (skin factor) de la manière suivante :

· On définit le rendement d’écoulement (Re) comme étant le rapport entre le débit réel

obtenu et le débit théorique que donnerait le puits idéal dans les mêmes conditions de

fond :

I.6.4.2 Notion de l’indice de productivité :

La connaissance de l’IPR (Inflow Performance Relationship) et l’équation de Hawkins

sont essentielles pour comprendre l’effet d’endommagement(SKIN) de la formation sur la

productivité du puits.

Pour un puits d’huile l’équation d’IPR s’écrit :

Où :

q: débit d’huile conditions de fond (bbl/day) ;

K : perméabilité (md) ;

h : hauteur du réservoir (ft) ;

PG : pression de gisement (psi) ;

Pwf: pression de fond dynamique (psi) ;

µ : viscosité d’huile (cp) ;

β : facteur volumétrique de fond (bbl/STB) ;

re: rayon de drainage(ft);

rw : rayon du puits (ft) ;

S : skin total (sans dimension).


12

I.7 EXPRESSION DE L’ENDOMMAGEMENT :

I.7.1 Puits idéal :

On définira un puits idéal comme un puits de rayon a, ouvert sur toute la hauteur h de la

couche dont la perméabilité K n’a pas été altérée.

Si après un temps T de production à un débit constant QFon ferme le puits, l’évolution

de la pression au fond du puits PWF(t), à l’instant (T+Dt) pourra s’écrire comme suit :

La représentation graphique en cordonnées semi-logarithmiques de la variation de

pression est une droite dont la pente permet de calculer la transmissivité du réservoir.

I.7.2 Puits endommagé :

Dans le cas d’un puits endommagé la transmission de la pression n’est pas uniforme à

travers tout le réservoir, elle est affectée par l’hétérogénéité locale se trouvant aux abords

immédiats du puits (de 3 à 5 ft), à savoir que la perméabilité aux abords du puits KS devient

différente de la perméabilité lointaine K (voirFigureI-2).

En conséquence toute diminution de perméabilité aura un effet similaire à une perte de

charge additionnelle "ΔPs" aux abords du puits du à l’effet pariétal (effet de skin).

Fig. I.3 Evolution de la pression de fond après fermeture du puits (cas du puits idéal)


13

Dans la pratique, la courbe d’évolution de pression d’un puits ne coïncidera pas avec la

courbe d’un puits idéal. La figure ci-dessous montre la chute de pression due à

l’endommagement.

Effet de paroi

Skin>0

Zone

d’endommagement

Pwf réel

Pwf ideal

Pg

rw r

Pression

P SkinEffet de paroi

Skin>0

Zone

d’endommagement

Pwf réel

Pwf ideal

Pg

rw r

Pression

P SkinP Skin

Fig. I.5 Présentation de la chute de pression due à l’endommagement

Fig. I.4 Evolution de la pression de fond après fermeture du puits (Cas du puits endommagé)


14

I.7.3 Expression de l’endommagement :

· Une des expressions de l`endommagement peut être le rapport :

é

é

· La perte de charge due à l’effet de skin est la différence entre la pression de fond de

puits idéal et la pression de fond de puits réelle :

· Cette perte de charge est calculée par l’équation suivante :

Avec : a est un constant dépend des unités utilisés :

a = 1/2Π (en unités SI) ;

a = 141,2 (en unités pratiques US) ;

a = 18,66 (en unités pratiques métriques).

· Si l’on introduit l’effet de paroi dans l’expression de la pression de fond du puits en

système infini, on obtient :

Ceci signifie que la pression de fond de puits est inférieure de à la pression sans

effet de paroi.

On peut calculer l’effet de paroi (le skin) et la perte de charge à partir des résultats des tests de

remontée de pression (Build-up), qui nous donne l’évolution de la pression du fond en

fonction du temps pendant la fermeture du puits.

ΔPskin= S

é

ééé


15

I.8 INTERPRÉTATION DU TEST DE PUITS BUILD-UP (MÉTHODE DE

HORNER):

La grande majorité des renseignements tirés d’un essai de puits est obtenue par

l’interprétation de remontées de pression (Build-up).

Les notions utilisées sont:

- Pwf (t): est la pression en écoulement. Le temps est compté depuis le début de la mise

en production;

- Pws (Δt): est la pression en remontée de pression. Le temps est compté depuis le

moment tp de la fermeture du puits.

Remarque :Pws (Dt = 0) = Pwf (tp).

Une remontée de pression s’interprète en utilisant le principe de superposition des

débits.

L’évolution de la pression en débit, une fois l’effet de capacité de puits terminé, est donnée

par l’équation

Pi-Pws( t)

L’équation précédente montre que la pression du fond varie linéairement en fonction de

logt P + D

D

t

t.

Si l’on porte sur un graphiquePwf = f ( logt P + D

D

t

t ) on observe une fois l’effet de capacité de

puits terminé, une droite de pente m :


16

Ø Kh du réservoir:

La valeur de la pente m permet de calculer le Kh du réservoir :

Avec: α= 162,6 (en unités pratiques US)

α= 21,5 (en unités pratiques métriques).

Ø Le skin S:

La valeur du skin est calculée à partir de la différence entre:

- la valeur de la pression relevée après 1 heure de remontée de pression sur le droit semi-

log.

- et la valeur de la pression au moment de la fermeture du puits.

Avec: β = 3,23 (US)

β = 3,10 (métriques).

P (Psi) P1h P* 3000 2600 2200 100 101 102 (t+Dt)/Dt

Fig. I.6 Présentation de la chute de pression en fonction de(t+Δt)/Δt


17

Ø Pression extrapolée:

Si la remontée de pression se poursuivait indéfiniment, la pression fond rejoindrait la pression

initiale du réservoir.

La valeur de cette pression initiale peut être lue sur la remontée de pression pour Dt®¥

soit t + t

tP D

D=1 cette valeur de pression est appelée pression extrapolée.

elle est notée (p*).

Chapitre II : Théorie et chimie de l’acidification

18

II.1 THEORIE DE L’ACIDIFICATION :

II.1.1 Notion de stimulation :

Les différentes méthodes de stimulation ont pour but d’améliorer l’indice de

productivité ou d’injectivité jugé insuffisant. Elles permettent donc d’augmenter la vitesse de

récupération des réserves mais non pas les réserves récupérables, si ce n’est qu’elles peuvent

rendre rentable l’exploitation d’un puits qui autrement aurait un débit insuffisant.

Avant d’entreprendre un traitement de stimulation il est primordial de bien localiser la

nature du problème de manière à choisir le type de traitement qui peut effectivement remédier

à la situation.

Par ailleurs, il ne faut pas oublier que la production du puits dépend certes de l’indice de

productivité mais aussi de la pression moyenne du gisement et de la contre-pression en fond

de puits. Aussi, un maintien de pression, un changement de diamètre du tubing, la mise en

place d’un procédé d’activation,…, peuvent être envisagé en substitution à une stimulation.

II.1.2 Les Principaux méthodes de stimulation :

A. Fracturation hydraulique :

La fracturation hydraulique est une opération qui consiste à créer après rupture de la roche un

drain perméable s’entendant le plus loin possible dans la formation de manière à faciliter

l’écoulement vers le fond de puits. La fracturation de la formation est obtenue par

l’application d’une pression supérieure à celle exercée par les couches sus- jacents sur la

formation.

B. Fracturation à l’acide :

Dans la fracturation à l’acide le fluide de traitement est un acide injecté à grand débit afin de

créer des fractures dans la formation, en outre l’acide remplissant les fractures réagit avec les

parois en éliminant ainsi un certain volume de roche.

C. L’acidification matricielle :

Elle consiste à injecter un volume d’acide contenant des additifs chimiques avec une

pression d’injection inférieure à la pression de génération d’une fracture.

L’acide donc sert à :

- Dissoudre certaines particules obturant les pores de formation ;


19

- Solubiliser certain composés de la roche elle-même ;

- Modifier l’état physico-chimique.

D. Lavage aux solvants :

L’endommagement du puits peut être causé par les émulsions de l’huile et de l’eau ou

bien par des dépôts de paraffines, qui peuvent être éliminé par l’injection d’un solvant

organique ou d’une tension -actif.

II.1.3 Stimulation par acidification :

Parmi les traitements matriciels les plus généralement appliqués pour améliorer la

productivité des puits, on trouve la stimulation par acidification.

L’acidification consiste comme déjà dit auparavant à injecter des solutions acides

mélangées avec des additifs, selon qu’elle vise à restituer à la roche ses caractéristiques

initiales ou à les améliorer. En fait, ce procédé s’applique principalement au cas où il s’agit de

restaurer la perméabilité aux abords de puits en éliminant le colmatage.

II.1.3.1 Les Informations nécessaires à tout projet d’acidification :

Acidifier un puits n’entraîne pas souvent un gain en production si les informations

capitales ci-dessous, nécessaires pour engager un projet d’acidification, ne sont pas prises en

compte.

Pour sélectionner un puits candidat à l’acidification et procéder au traitement adéquat,

on doit analyser :

- Le rapport géologique ;

- Le rapport de production du champ ;

- Le rapport de complétion du puits ;

- L’historique de production du puits ;

- Le rapport de test.

A. Rapport géologique:

Les analyses sédimentologiques et pétrophysiques nous renseignent sur : - La nature de la roche ;

- La Teneur en argile ;

- Le type d’argile ;

- La présence de fracture ou de fissure.


20

B. Rapport de production du champ : Ce rapport concerne :

- L’historique de production des puits ;

- Etude de réservoir (porosité, perméabilité, saturation en eau, en gaz, en huile) ;

- Type de stimulation employée et les résultats obtenus avec les différents acides et

additifs.

C. Rapport d’implantation et de complétion du puits : Ce rapport contient :

· Position stratigraphique :

On utilise les cartes isobathes et isobaques pour déterminer l’interface des fluides et la

possibilité de formation d’un cône d’eau ou de gaz.

· Historique de forage :

On se base sur les courbes d’avancement des fluides de forage (densité, PH, filtrat) afin

de connaître la nature de la roche et les pertes éventuelles, rencontrées lors du forage.

· Diagraphie :

A partir de l`interprétation des différents enregistrements des outils de diagraphie

(sonique, induction, gamma ray, diamètreur, etc.).

On aura des informations sur :

- La nature de la roche et des fluides, la porosité et l’argilosité ;

- Les paramètres mécaniques de la roche ;

- La saturation en fluides ;

- La profondeur d`invasion de la couche par le filtrat de la boue;

- La régularité du trou (étranglement et présence de caves).

· Analyse des carottes : Cette analyse permet d’avoir des informations sur :

- La nature de la roche ;

- La porosité et la perméabilité ;

- La mouillabilité ;

- La solubilité des colmatants ou particules minérales dans les acides ;

- Teneur en fer.

D. Rapport de test : Les données fournies par ce rapport sont :

- Débit : Q ;

- La pression de fond Pwf et pression de tête Pt ;

- WOR, GOR ;

- L’analyse des fluides ;


21

- L’interprétation des essais de remontée de pression.

II.1.3.2 Préparation pour une acidification :

Pour entamer une opération d’acidification, il faut suivre les étapes suivantes :

- S’assurer que le puits est un candidat à une stimulation de la matrice par analyse de

la courbe de déclin ;

- Déterminer la cause de l’endommagement, son degré et sa localisation par la revue

des historiques de production et d’interventions ;

- Faire une analyse nodale pour justifier la nécessité d’une intervention par

acidification, par la détermination des performances du puits ;

- Sélectionner la bonne formulation des fluides de traitement, afin de minimiser les

risques d’échec (formation des précipités secondaires, sludges… etc.) ;

- Déterminer la pression et le débit d’injection pour ne pas fracturer la formation ;

- Déterminer le volume du traitement à injecter par foot d’intervalle pénétré ;

- Si le réservoir est composé de plusieurs couches ou si la zone est épaisse, utiliser un

nombre approprié de diversion pour que l’acide soit bien réparti ;

- Choisir le mode de placement en tenant compte de la configuration du puits

considéré ;

- Prévoir un plan de nettoyage et redémarrage du puits ;

- Evaluer la rentabilité du traitement en estimant l’augmentation de la productivité ou

l’injectivité, voir le coût du traitement.

II.1.3.3 Les différentes étapes d’un traitement à l’acide :

L’objectif principal d’un traitement à l’acide est l’élimination de l’endommagement de

la formation et la restauration de la productivité des puits.

Le type d’acide utilisé dépend principalement du type et de l’endommagement.

Une fois ceux-ci clairement identifiés, le type d’acide est facilement sélectionné et les

volumes sont calculés en fonction des paramètres du réservoir et des résultats du laboratoire.

Les principales étapes des acidifications matricielles exécutées sur les puits de Hassi

Berkine sont :

A. Le tube clean et nettoyage des perforations :

Avant chaque opération de traitement matriciel, un Tube clean est exigé pour le

nettoyage du tubing de production. Le Tube Clean est pompé à travers le Coiled Tubing ou le


22

concentrique. Son objectif est de chasser tous les débris solubles dans l’HCl (les sédiments, la

rouille) et toute sorte de produits indésirables à pénétrer dans la formation, et qui seraient

collés sur les parois du tubing et du liner, lors du squeeze du traitement principal.

Les principaux fluides utilisés sont : Tube clean qui est le HCl (7.5%, 10%), MSR100,

Reformât et Gel.

Il est conseillé d’utiliser un solvant comme le Réformât pour les puits qui souffrent de

dépôts fréquents d’asphaltes, il doit être circulé dans un premier temps avant l’acide dilué à

cause de l’incompatibilité des asphaltes avec l’acide.

Le nettoyage des perforations est indispensable pour les puits équipés en liner cimenté

et perforé, le « clean sweep » où le Reformât où même l’acide HCl sont utilisés pour le

nettoyage, et pour avoir une meilleure opération, on fait plusieurs passes en face des

perforations.

La nitrification des fluides permet le nettoyage du puits en Under balance pour une

meilleure évacuation des incrustations non solubles.

B. Le traitement matriciel : Le traitement comprend:

Ø Le preflush : Le preflush est utilisé dans tous les traitements, Le principal fluide

utilisé dans cette étape est le HCL (7.5% et 10%) et MSR100.

Le preflush possède plusieurs fonctions importantes :

- Il réagit avec les carbonates dans la formation pour éviter leur réaction avec l’HF et pour

minimiser la consommation d’HF.

- Il isole et déplace l’eau de formation loin des abords du puits pour éviter le contact entre

le HF et l’eau riche en K+, Na+ et Ca+2 pour prévenir les endommagements dus aux

fluosilicates de sodium ou de potassium.

Ø Le traitement principal : Le Mud-acid est le fluide du traitement principal.

Il est constitué d’un mélange d’HCl et d’acide HF avec des inhibiteurs et tous les autres

additifs spéciaux requis pour traiter la formation.

L’acide fluorhydrique (HF) réagit avec les argiles, le filtrat de ciment et la boue de

forage pour améliorer la perméabilité aux abords du puits.

L’acide chlorhydrique (HCl) ne réagit pas ou peu avec ces produits et n’est présent que

pour conserver un PH fortement acide, et éviter ainsi la précipitation de certains composés.

D’autres types de fluides de concentration d’acide sont utilisés en fonction des

conditions des puits et de la nature des endommagements, parmi ceux utilisés, on citera le

MSR 10:2, MSR 12:3, MA 6:1.5, etc.


23

La plupart des volumes de fluides de traitement sont calculés à la base de (1ou 1.5)

mètre de rayon de pénétration.

Ø L’Overflush : Cette étape est utilisée dans toutes les opérations d’acidification après

le traitement principal, le fluide utilisé est le HCL 5% ou 7.5%, leMSR100 ou un

hydrocarbure léger, tel que l’essence ou le gasoil. Son but est de déplacer les précipités

endommageant, loin des abords du puits. Un rayon de pénétration de 4 ft est d’habitude

suffisant.

Des additifs nécessaires sont ajoutés au volume d’acide pour :

- Faciliter le dégorgement de l’acide usé et les produits de réaction ;

- Restaurer la mouillabilité de la roche à l’eau de la formation ;

- Eviter la formation des émulsions stables.

C. Le dégorgement du puits : Le dégorgement du puits devra être effectué impérativement

le plus vite possible après le traitement. Les produits des réactions chimiques, ne sont pas

stables, ils se transforment en d’autres produits qui se précipiteraient et boucheraient les

pores de la matrice s’ils ne sont pas immédiatement dégorgés.

v Placement des fluides de traitement : Le placement des fluides de traitement peut être

fait par Coiled Tubing (le plus utilisé), par concentrique ou en bull heading selon le cas.

v Diversion du traitement : Lorsque l’acide est injecté dans une formation, il va choisir le

chemin le plus facile (il va pénétrer dans les pores les plus perméables), c’est-à-dire

finalement ceux qui ont le moins besoin d’être stimulés.

Pour éviter ce problème, on utilise des agents de diversion, qui ont pour but de colmater

temporairement les pores ou perforations les plus ouvertes ou perméables et forcer le fluide de

traitement de pénétrer dans les zones les moins perméables ou les plus colmatées.

La diversion consiste à traiter successivement les bancs colmatés en les isolant l’un de

l’autre. Ceci peut être réalisé de différentes manières :

Ø Diversion mécanique (rarement utilisée) :Le principe consiste à poser un packer pour

isoler la zone d’intérêt des zones à risque et acheminer le fluide de traitement vers la zone

ciblée ; c’est un traitement sélectif. Ce type de diversion est appliqué pour les puits muni d’un

concentrique, et il n’est pas possible en open hole.

Ø Diversion à la mousse (la plus utilisée):Cette technique se fait par l’injection des billes

(bouchons) dans le fluide de diversion qui assure la sélectivité du traitement en limitant

temporairement le débit des fluides injectés dans les zones les plus perméables (moins

endommagées), afin d’homogénéiser la distribution de l’acide le long de la couche réservoir.


24

II.1.3.4 Tests au laboratoire d’un projet d’acidification:

Avant d’injecter des fluides quel qu’ils soient dans une formation pétrolifère, il est

important d’avoir une bonne connaissance des caractéristiques pétrophysiques du réservoir.

Le contact de l’acide ou d’autres fluides avec la formation ou les fluides en place peut avoir

un effet néfaste : sludges, émulsion, précipitation d’hydroxyde de fer, production de sable,

etc.

L’objectif principal des études de laboratoire est de déterminer les propriétés physico-

chimiques du réservoir afin de prévenir ou de restaurer tout endommagement, d’évaluer les

possibilités de succès d’une acidification matricielle ou d’une fracturation à l’acide, de

sélectionner les additifs adéquats afin d’éviter tout incompatibilité pouvant réduire ou annuler

l’efficacité d’un traitement.

Ces études sont appliquées aux échantillons de roche, aux échantillons de fluides et

parfois aux échantillons de dépôts.

A. Analyse des échantillons de roche : Les différentes analyses des échantillons de roche

sont classées comme suit :

Ø Les études pétrographiques : Les études pétrographiques, incluent l’analyse de

diffraction des rayons X (l’analyse radio cristallographique) et permettent la caractérisation

minéralogique et pétrophysique (les mesures de la porosité et de la perméabilité) de

l’échantillon.

Ø Tests d’écoulement de l’échantillon : Les tests d’écoulement dans les échantillons

sont faits dans un appareil à hautes pressions et températures, ils sont désignés pour

déterminer les effets des différents fluides sur l’échantillon de formation en simulant les

conditions de traitement du puits.

Ø Test de solubilité :

But :Définir pour un échantillon de roche préalablement broyé, tamisé, lavé et séché, sa

solubilité maximum dans les acides.

Les calcaires et dolomies sont entièrement solubles dans les acides chlorhydriques,

formique, acétique...etc. Mais les silicates y sont insolubles; il sera nécessaire pour ces

derniers d’utiliser le mud acid avec une concentration standard de 12% HCl et 3% HF.

Ce test contribue à fournir la présélection du traitement à appliquer à la formation et

indiquera la quantité approximative de carbonates et de silicates solubles.


25

Ø Test de colmatage:

Ce test se déroule en conditions de fond et consiste à simuler l’envahissement des

échantillons de roche par la boue.

Ø Test ARC (Test de Réponse à l’Acide) :

C’est le test le plus important pour un projet d’acidification matricielle.

But: Le but principal de ce test est de déterminer l’évolution de la perméabilité matricielle en

fonction d’un volume d’acide injecté par unité de surface.

Procédure : L’échantillon de la roche est monté dans une cellule conçue de telle façonqui n’y

ait aucun passage de fluide entre la carotte et la paroi, l’échantillon est alors saturé avec de

l’eau de formation ou à défaut une eau de salinité contrôlée et considérée comme neutre vis-à-

vis de la formation. On prendra soin de s’assurer que ce fluide de référence ne présente pas

d’incompatibilité avec les acides. Après avoir déterminé la perméabilité de l’échantillon à ce

fluide de référence, la séquence d’acides sélectionnés est injectée au travers de l’échantillon.

La perméabilité aux fluides de référence est redéterminée après les séquences des acides.

B. Analyse des échantillons d’huile :

Ø Test d’émulsion :L’utilisation des solutions aqueuses acides et sous l’effet de la

turbulence due au pompage peut engendrer une émulsion visqueuse et stable.

Le but de cet essai est de mettre en évidence l’existence de ce phénomène et de

l’empêcher avec des agents dés émulsifiants.

Ø Test de précipitation des sludges :Le but de cet essai est de détecter la tendance de la

précipitation des produits organiques lourds dénommés " Sludge " lors du contact des

différentes solutions acides avec le brut de la formation. Donc de déceler cette tendance et d’y

remédier par la sélection d’additifs appropriés.

II.2 CHIMIE DE L’ACIDIFICATION :

II.2.1 Acidification des réservoirs gréseux :

II.2.1.1 Caractéristiques des formations gréseuses :

Les grés sont formés d’un certain nombre de minéraux très différents, à savoir :

- Le quartz, élément très dominant (50-90)% ;

- Des silicates :

Argiles et micas (structure en feuillet) (5-30)%.


26

Feldspaths (structure tridimensionnelle) (0-10)%.

- Des carbonates (0-10)% ;

- Des impuretés : fer, calcium (0-3)%.

Alors que le quartz, les feldspaths et les micas constituent le squelette originel de la

roche, le ciment de celle-ci est formé de minéraux secondaires : surcroissance du quartz,

carbonates et argiles qui ont précipités dans les pores longtemps après.

On les trouve principalement soit attachées à la surface des pores (chlorites) en les

bloquant partiellement (illite), soit à l’intérieur de ces derniers (kaolinite). La figure ci-

dessous illustre cette situation :

II.2.1.2 Action des acides sur les réservoirs gréseux :

Les acides auront :

- Soit à dissoudre certaines particules obturant les pores de la roche magasin (par

exemple, carbonate de calcium) ;

- Soit à permettre, de telles particules sont insolubles, leurs libération par une attaque

de la matrice qu’elles obturent ;

- Soit, enfin, à entraîner une modification de l’état physico-chimique de ces particules

(cas d’un gonflement des argiles)

Fig.II.1 Constituants typiques des grés


27

A. Acide chlorhydrique (HCl) : L’acide chlorhydrique est utilisé généralement comme

suit :

- Lavage des perforations,

- Acidification des grés (matrice seulement),

- Acidification des grés avec 15% à 20% de carbonate,

- Bouchons de tête et de queue pour les mélanges HCl-HF,

- Fracturation des carbonates (fractures et matrice),

- Elimination des dépôts solubles dans l’acide.

Ø Action d’HCl sur la matrice :

Elle est pratiquement nulle sur le quartz et très faible sur les argiles.

Seules les carbonates sont très solubles mais leur taux de solubilité n’est pas nécessairement

représentatif de leur pourcentage exact comme on a parfois tendance à le croire. D’autres

minéraux en effet, les « impuretés », sont solubles du moins partiellement dans HCL et leur

présence doit être détectée lors de l’étude pétrographique.

Ø Action d’HCl sur l’endommagement :

Dans la mesure où le colmatage est le fait des particules solides des fluides de forage

(argiles en particulier, alourdissant inadaptés) ou de complétion (impuretés diverses), HCl a

une action très faible et ne peut donc participer valablement à leur destruction.

Sinon, l’HCL peut avoir une certaine action mais seulement dans des cas particuliers

bien précis tels que : dissolution de carbonate utilisé comme colmatant ou alourdissant, ou à

l’état de dépôt dans le puits.

B. Acide fluorhydrique(HF):L’acide fluorhydrique est utilisé avec l’acide chlorhydrique

pour intensifier la vitesse de réaction du système et solubiliser la formation,

particulièrement les grés. En général l’acide fluorhydrique est utilisé comme suit :

- Toujours pompé comme un mélange HCl-HF (pour le traitement principal) ;

- Acidification matricielle des formations gréseuses ;

- Solubiliser les fines qui ne sont pas solubles dans l’HCl ;

- Ses concentrations varient de 1.5% à 6 % ;

- 3,79 litres de (HCl 12% -HF 3%) peut dissoudre 0,10 kg de grés .

Ø Action d’HF sur la matrice : Elle est certaine, tant sur le quartz (modéré) que sur les

argiles (importante) et les carbonates (très grande). Les réactions sont les suivantes :


28

Ü Quartz :

4 HF + SiO2 à SiF4 + 2H2O

Avec HF en excès : SiF4 + 2HF à H2SiF6

Cet acide fluorosilicique (H2SiF6) peut réagir à son tour, nous le verrons bientôt.

Ü Argiles :

Al2SiO10 (OH)2 + 36 HF 4 H2 SiF2 + 12 H2O + 2 H3AlF6 (Bentonite)

Ü Carbonates :

2HF+ CaCO3 à CaF2 +CO2 + H2O

Ø Action d’HF sur l’endommagement : La surconcentration de particules solides, en

particulier argileuses, ayant filtré aux abords du puits fait spécialement l’objet de l’action du

HF qui à même de les dissoudre de façon conséquente. C’est son utilisation fréquente et très

classique.

Les formulations usuelles du Mud Acid sont :

HCl 12 % - HF 3% : Regular Mud Acid.

HCl 10 % -HF 2% : medium Mud Acid.

HCl 6 % - HF 1.5 %: half Strength Mud Acid.

C. Réactions secondaires :

Les problèmes de colmatage partiel sont les plus souvent dus à d’autres réactions

secondaires. Il existe principalement :

Ø Précipitation de CaF2 Fluorure de Calcium : Le CaF2 se produit après réaction de

l’HF sur la matrice qui contient un pourcentage de calcite. Il est considéré comme le principal

responsable du colmatage après acidification quand une quantité d’acide reste dans la

formation. Mais la présence de l’HCL empêche un tel précipité de se former, en maintenant

un PH acide.

Ø Précipitations des fluorosilicates : La réaction primaire de l’HF sur la silice est :

4 HF + SiO2 SiF4 + 2 H2O

Peut en fait se compliquer d’une réaction secondaire de la forme :

SiF4 + 2 HF H2SiF6


29

Engendrant de l’acide fluorosilicique, qui peut s’ioniser en 2H+ et SiF6

-

- L’ion H+ contribue à la réaction globale de l’acide sur la roche.

- L’ion hexaflurosilicate (SiF6-) réagit avec des cations présents dans le réservoir tels

que : Calcium, Ammonium, sodium, Potassium.

Ø Hexaflurosilicate de Sodium et Potassium :

2Na+ + SiF6-2

à Na2 SiF6

2K+ +SiF6-2

à K2 SiF6

Ces produits sont insolubles et peuvent être la cause du colmatage de la matrice après

acidification. Ces précipités se forment et se déposent si l’acide est laissé en place dans la

formation.

Dans les formations contenant de l’eau fortement salée, on minimisera les risques de

formation de précipité en utilisant un preflush d’eau douce ou d’acide chlorhydrique faible.

Ø Précipités métalliques :

Le fer sous divers degrés d’oxydation, est présent dans la solution acide et dans la

formation, il provient de :

- La dissolution de la rouille existant dans le tubing et dissoute par l’acide en cours de

pompage,

- La corrosion des équipements de fond.

- De la roche réservoir qui contient un pourcentage de fer qui se précipite lorsque le

pH de la solution augmente.

II.2.2 Les principaux acides utilisés à HBN:

Parmi les solutions acides utilisées au champ de Hassi Berkine, on peut citer :

A. M.S.R (Mud and Silt Remover):est une solution acide, soit HCl, soit MudAcid, contenant

un agent tensioactif (F78) et un agent complexant du fer (L41 ou L42). La combinaison de ces

deux additifs confère à cette solution de remarquables propriétés de dispersion et de

suspension des fines libérées par l’action de l’acide.

L’application du MSR est dans les zones colmatées par des particules solides

(boue, ciment...).


30

Il existe trois formulations de MSR:

- MSR 100 et MSR 150 formés de l’acide HCL contenant un agent tensioactif et un

agent complexant du fer avec différents volumes ;

- MSR 123 formé de MudAcid (HCI 12% – HF3%) contenant un agent tensioactif,

un agent complexant du fer et un dés émulsifiant (U66).

B. B.D.A (Break Down Acid): est une solution d’acide chlorhydrique, généralement peu

concentré (de 5 à 7.5%) contenant un agent tensioactif (F78).

Des concentrations d’acide plus élevées peuvent être utilisées jusqu’à 15%. Il est utilisé

surtout pour le nettoyage, il a l’avantage de disperser et de suspendre les solides.

C. D.A.D (Dowell Acid Dispersion): cet acide est une émulsion de solvant dans l’acide

stabilisé par agent émulsionnant (U74). Diverses solutions d’acide peuvent être utilisées (HCl,

Mud Acid, Acide Organique), ainsi que plusieurs solvants dont la concentration dans la

solution peut varier de 10% à 50%. Le solvant peut être du kérosène, du xylène ou d’autres

solvants aromatiques.

Le DAD est utilisé pour le nettoyage des perforations, équipements de fond colmatés

par des dépôts d’hydrocarbures et pour la stimulation des puits producteurs d’huile.

D. Formulation Sandstone 2000: C’est une formulation d’acide élaborée par la compagnie

de service Halliburton, elle a été utilisée dans de nombreux réservoirs gréseux et les résultats

sont en courageants, la formulation d’acide est de 9%HCI et 1%HF.

Le Sandstone acid est utilisé pour restaurer la perméabilité initiale de la formation par

dissolution des matériaux d’endommagement et d’augmenter la perméabilité par dissolution

partielle des argiles, silicates et quartz.

Cette formulation peut être utilisée avec différents additifs afin de former l’un des

acides suivants:

Ü Fines control acid : Traite les endommagements profonds causés par la migration

des fines et gonflement des argiles;

Ü Silicaacid : dissout les silicates dans les puits à haute température;

Ü Volcanicacid: traite les formations sensibles à HCl;

Ü K- Sparacid: cette solution traite les formations à grand pourcentage de potassium, de

l’endommagement dû à la précipitation secondaire.

Ü Sandstone completion acid: traite la totalité des formations gréseuses. Les additifs

utilisés donnent à cette formulation une amélioration du débit d’injection.


31

Les propriétés de cet acide sont:

- Rapide et limite les réactions avec les argiles;

- Accélère la réaction avec le quartz;

- Forte dissolution des dépôts;

- Grande pénétration.

Le traitement de la matrice avec Sandstone acid se fait en trois étapes :

1. Preflush : On utilise l’acide HCL, acide acétique, claysafe5 ou acide formique;

2. Sandstone acid : Acide de traitement principal;

3. Overflush : Les acides utilisés sont : Acide HCl, acide formique, clayfix5 ou acide

acétique (3-10%).

E. BJ- Sandstone acid: C’est une formulation d’acide utilisée par la société de service BJSP.

Cet acide est destiné au traitement des roches gréseuses. Ses propriétés sont:

- Limite les réactions avec les argiles;

- Augmente la solubilité de quartz;

- Réaction retardée par formation d’un film autour des argiles. Ce film temporaire est

enlevé par l’overflush;

- Faible potentiel de précipitation;

- Réaction retardée d’HF;

- Moins de corrosion en fonction des additifs;

- Grande pénétration;

- Laisse la formation mouillable à l’eau;

- Peut être utilisé à des températures élevées.

F. Autres types d’acide :

Ø Acides organiques : Ils peuvent être injectés profondément dans la matrice (ou

comme des retardateurs) à cause de ses faibles vitesses de réaction, On utilise

généralement :

1. Acide acétique (CH3COOH) : L’acide acétique est souvent utilisé à une concentration de

100% comme il peut être ajouté à d’autre acide. Il est surtout utilisé pour sa faible vitesse de

réaction et sa stabilité à haute température.

2. Acide formique (HCOOH) :C’est un acide qui est plus fort que l’acide acétique et plus

faible que l’acide chlorhydrique.


32

La corrosion du métal due à l’acide formique est plus uniforme que celle produite par

l’HCL. Il existe des inhibiteurs qui permettent son utilisation sans causant la corrosion.

Ø Organic Clay Acid :C’est un système d’acide retardé, composé d’acide citrique,

borique, HCL et d’HF d’où il peut être injecté profondément dans la matrice et aussi

peut stabiliser les argiles en suspension dans les pores.

Il est utilisé pour l’acidification des formations moins consolidées contenant des faibles

concentrations argiles sensibles au HCL ayant des températures < 150°C.

Ø Clay Acid (acide fluoborique HBF4):L’acide fluoborique n’est que partiellement

hydrolyse, et cette hydrolyse se poursuit au fur et à mesure que l’HF généré réagit

sur la roche.

La réaction d’hydrolyse est :

HBF4 + H2O HBF3(OH) + HF

Le Clay acide est utilisé dans le traitement des réservoirs argilo-gréseux, il est utilisé

pour son pouvoir de dissoudre les argiles et prévenir leur migration en les fusionnant sur les

parois du pore.

II.2.3 Les additifs:

Les additifs sont indispensables pour le traitement matriciel. Ils sont utilisés pour

améliorer l’efficacité de la stimulation et diminuer les effets secondaires néfastes ainsi que la

protection des équipements de fond et de surface du puits.

* Les additifs les plus utilisés sont:

A. Inhibiteurs de corrosion: ils sont destinés à assurer la protection des équipements de

fond et de surface. Leur efficacité limitée dans le temps, est fonction de la température, de la

nature, de la concentration de l’acide et du type d’acier. Ils réagissent généralement par

adsorption à la surface du métal.

B. Agents complexant du fer: l’origine de fer est double, il provient soit des dépôts de

corrosion formés sur les parois du tubing, soit des minéraux de la formation (pyrite FeS2,

sidérite FeCO3) solubilisés au cours de l’injection. Le problème de la précipitation du fer se

pose lorsque le pH remonte vers la neutralité.

C. Les désémulsifiants : les agents anti-émulsions ont pour rôle, la prévention et la casse des

émulsions formées. Il est indispensable de préciser à priori la nature et la concentration des


33

produits à ajouter pour une efficacité maximum. Donc, on doit passer par des essais au

laboratoire pour déterminer l’agent dés émulsifiant valable.

D. Les antisludges: le sludge est constitué d’un mélange d’asphaltènes, des résines, de cire

paraffinique et d’hydrocarbures à haut poids moléculaire qui présent dans le brut, se

précipite aux interfaces eau-huile. Les sludges sont des produits insolubles une fois formés et

la seule solution est d’empêcher leur formation en utilisant des surfactants appropriés qui

permettent de les garder en suspension ou en dispersion dans les bruts. Un autre moyen de

prévention existe, il s’agit d’emploi d’un acide organique ou de dispersion par un solvant

aromatique.

E. Les agents tensioactifs (surfactants):les agents tensioactifs ont pour objectif de réduire

la tension superficielle et diminuer la tension interfaciale entre deux liquides non miscibles ou

entre un liquide-solide. Ils ont aussi pour objet d’améliorer le contact acide-roche et la

pénétration de l’acide en diminuant les phénomènes capillaires, changer la mouillabilité de la

roche, briser les émulsions et disperser les fines particules libérées par l’acide.

F. Les réducteurs de friction: ils permettent de diminuer les forces de frottement qui

impliquent une réduction de la pression d’injection et diminuer la puissance de pompage.

G. Les agents de diversion: ils sont appelés également colmatants temporaires. Ils sont

utilisés pour assurer une sélectivité lors des traitements et la couverture de toute la formation

par l’acide.

H. Les stabilisateurs d’argile: ils sont destinés à éviter l’endommagement dû au gonflement

des argiles à la suite de contact de la roche avec une eau fraîche. L’agent stabilisateur d’argile

agit en consolidant les particules argileuses empêchant ainsi leur migration.

II.2.4 Choix du type d’acide :

Les propriétés chimiques à prendre en considération pour la sélection de l’acide sont:

Ø Puissance de dissolution : Elle dépend du type d’acide et de sa concentration.

Ø Vitesse de réaction : Elle dépend de:

1. La pression: l’influence de la pression sur la vitesse de réaction de l’acide

fluorhydrique est surprenante à mesure que le HF réagit avec les grés, de tétra fluorure de

silicium (SiF4) se forme, et sous l’influence de la pression de réservoir, ce dernier reste en

solution, ce qu’a pour résultat d’accélérer la réaction.


34

2. La température: la vitesse de réaction varie en fonction de la température au cours

du traitement, plus la température augmente, plus la vitesse de réaction augmente et favorise

le contact de l’acide sur la roche.

3. La concentration: La vitesse de réaction de l’HCL est une fonction non linéaire de

la concentration. L’ionisation produite par l’acide augmente avec la concentration, et est

maximale lorsque cette augmentation est de l’ordre de 26%, puis décroit ensuite.

4. La composition de la roche: C’est un élément très important qu’il faut prendre en

considération. Il faut bien connaître les constituants de la roche avant le traitement.

Les caractéristiques du réservoir sont très importantes pour l’élaboration d’un traitement

de stimulation ainsi que la bonne formulation d’acide, on peut citer :

- Nature de la roche (solubilité dans les acides);

- Fluide contenu dans le réservoir;

- Teneur en argiles et leur nature;

- Teneur en fer;

- Température du gisement ;

- porosité et perméabilité;

- Solubilité à l’eau;

- Friabilité de la roche.

La plupart de ces caractéristiques peuvent être déterminées à partir des analyses au

laboratoire des carottes.

Chapitre III : Analyse nodale

35

III. ANALYSE NODALE, Logiciel « PERFORM »

III.1 Présentation du Logiciel d’optimisation ² PERFORM ² :

Le logiciel PERFORM, comme son nom l’indique permet d’analyser la performance

des puits producteurs en se basant sur la description du processus de l’écoulement tri phasique

depuis le réservoir jusqu’au séparateur.

Un tel processus est subdivisé en trois phases à savoir :

Ø L’écoulement à travers le réservoir ;

Ø L’écoulement à travers la complétion ;

Ø L’écoulement à travers le tubing ;

Ø L’écoulement à travers le réseau de collecte et le séparateur.

La représentation schématique du système de production est illustrée comme suit :

En fonction du problème à traiter et des données à disposition, un point d’analyse appelé

«Node » peut être choisi au fond, dans le réservoir ou en surface ; d’où le nom d’analyse

nodale.

La simplicité et la rapidité de traitement des problèmes avec ce logiciel lui offrent une

grande place dans le domaine de l’engineering et la production. Il permet :

- L’analyse de la performance des puits ;

- L’optimisation des complétions ;

Fig III.1Système de Production

Fig. III.1 Système de production


36

Inflow

Outflow

o

Point de Fonctionnement

Q (m3/h)

P (kg/cm2)

Pfonct

Qfonct

Fig III.2 Graphe représentatif de l’analyse Nodale du système de production

- L’optimisation du gas-lift.

Le système de production est divisé en 2 segments :

1- L’Inflow : Segment qui comprend tous les composants entre les limites du réservoir et le

fond du puits.

2- L’Outflow : Segment qui comprend tous les composants entre le fond du puits et le

séparateur.

Le point d’intersection des deux courbes Inflow et Outflow sur un même graphe donne

le point de fonctionnement du puits.

Dans un écoulement diphasique il a été prouvé théoriquement que le graphique du débit

en fonction de la pression de fond est une courbe au lieu d’une droite, donc la valeur de

l’Index de Productivité n’est pas une constante. Pour cette raison Gilbert proposa des

méthodes d’analyse des puits qui utilisent toute la courbe de débit, ce graphe est appelé

courbes IPR (Inflow Performance Relationship). La détermination de cette courbe est

importante dans l’analyse nodale, elle peut être définie comme étant la capacité d’un puits

complété, à évacuer ou à acheminer un fluide du réservoir jusqu’en surface et l’IPR peut être

utilisé pour prédire le débit après un traitement de stimulation.

Le graphe représentatif de l’analyse nodale du système est illustré sur la figure

suivante :

Perform utilise les lois et corrélations régissant l’écoulement dans le processus de

production depuis le réservoir jusqu’en surface.

Qfonct


37

Ces lois d’écoulements dans le réservoir et le tubing sont décrites respectivement par

les lois de Darcy et Vogel pour les différents types d’écoulements (monophasique et

diphasique), et par des corrélations relatives aux pertes de charges dans l’ascenseur.

A signaler par ailleurs que l’écoulement à travers la collecte n’est pas pris en

considération pour le cas de Hassi berkin à cause de l’étendu du réseau de collecte (longues

distances).

III.2 Ecoulement dans le réservoir :

A. Domaine Monophasique :

La loi de Darcy est appliquée dans le cas d’un écoulement monophasique permanent et

radial circulaire. L’index de productivité s’écrit de la forme :

La courbe représentative est montrée comme suit :

B. Domaine Diphasique :

Dans le cas d’un écoulement diphasique dans le réservoir, la fonction de l’IPR est

représentée par l’équation de Vogel.

La corrélation de Vogel a été établie par la simulation d’un écoulement diphasique (gaz

et huile) autour d’un puits dans un milieu homogène d’un réservoir d’huile drainé par gaz

dissous.

Il a fait varier le débit d’huile pour plusieurs valeurs de récupération en portant sur un

graphe Pwf/Pr en fonction de Qo/Qmax .


38

2

max

8.02.01 ÷÷ø

öççè

æ-÷÷ø

öççè

æ-=

r

wf

r

wfO

P

P

P

P

Q

Q

Qma

Pr

Q m3/h

P Kg/cm

²

*La courbe a l’allure d’une fonction quadratique

III.3 Application du Perform dans le domaine d’acidification :

L’utilisation du Perform dans le domaine de l’acidification passe par les étapes

suivantes :

Ø Simulation du puits en prenant comme données de bases, les résultats d’un récent

build up ou DST et rapport de complétion en date de l’essai.

Ø Trouver le point de fonctionnement du puits considéré par itération sur des

données susceptible d’être changées.

Ø Le graphique ainsi obtenu est considéré comme cas de base.

Ø Représenter sur le même graphe, la situation actuelle du puits en calant le dernier

jaugeage effectué sur le puits considéré. Dans ce cas, un seul paramètres est

susceptible d’être changé : c’est le skin. Ce qui permet de trouver le skin actuel

qui correspond à la présente situation.

Ø Une simulation du puits avec la réduction du skin peut à présent être envisagé ce

qui permettra de connaître qu’elle est la performance du puits considéré avec un

skin réduit.

Ø En fonction de la réponse du puits à la réduction du skin, nous pourrons conclure

que le puits est ou n’est pas candidat à une stimulation par acidification.

III.4 Données nécessaires pour l’utilisation du Perform :

Ø Rapports géologiques ;

Ø Rapports de complétion du puits ;

Ø Données de tests ;

Ø Données de jaugeages ;

Ø Historique de production du puits.

Chapitre IV: Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07

40

IV Réalisation De L'acidification Sur Le Puits HBNSE 07 [9]

IV.1Historique De Puits :

Le puits HBNSE-07 a été foré et complété en 21 janvier 2002 pour produire de l'huile, il

est mis en service en 17 aout 2002, et subit à plusieurs essais périodiques et des opérations de

nettoyage depuis qu'il a été mise en production jusqu'a ce jour. Le skin calculé à partir des

résultats des essais de puits donnent une valeur élevés, ce qui a amené à programmer une

opération de stimulation par acidification au 19-août-12.

IV.2 La carte du puits :

Field : HassiBerkin

Well name:HBNSE-07

Well Function: Oil Producer

Landing Collar: 3275.28 m

Perforated Intervals:

TAGI: 3141.43 – 3144.93 m U-3

TAGI : 3146.63 – 3157.63 m U-1a and U-1b

CIBP : 3161 m

TAGI / 3163.00 – 3165.50 m M–1b

Tubular Informtion:

Liner: 4.1/2” , 12.6lb/ft.

Production Tubing: 4.1/2” , 12.6lb/ft , ID: 3.958”

Reservoir Properties:

ReservoirPressure5160psi

ReservoirTemperature100degC

PorosityU-1a=19.9%,U-1b=15.0%,U-3=14.0%.

Date Complétion: 19-06-01

Date Start-up (mise en service): 08 Mars 02


41

IV.3 Schéma De Puits :

Reference Log Depth (m USIT) Depth m String Description O.D. ins I.D. ins Drift ins Length m

Rig Floor - Tie-down Bolts Elevation (Nabors 283) 7.54

9.41 Vetco T / H 4.1/2" N / V Box x 4 7/8" Acme Box (Top End) 11.000 3.910 3.833 1.87

NOTE: FIRST 3 ACME THREADS ON TBG HANGER DAMAGED22.99 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 194 4.900 3.958 3.833 13.58

36.55 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joint # 181 4.900 3.958 3.833 13.56

38.42 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Pup Joint 4.900 4.000 3.833 1.87

40.15 4.1/2" New Vam Flow Coupling 4.900 3.875 3.833 1.73

42.29 4.1/2" TUSME SCSSV ( 'BR' Profile) Assy No: 552 5.995 3.813 3.813 2.14



47.75 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam pup Joint. ( H ) 4.900 3.958 3.833 1.90

2298.75 4 1/2" 12.6# lb/ft New Vam Tubing 166 Joints 4.900 3.958 3.833 2251.00





2331.63 Baker -Gas Lift Mandrel Assy No 538. ( PSI Model) 5.985 3.850 3.833 2.16







2367.67 Baker - Gas Lift Mandrel Assy No 530 ( PSI Model) 5.985 3.835 3.833 2.16



2398.44 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Joints # 5 & 6 4.900 3.958 3.833 27.11



2403,16m S/L Depth 2402.47 4.1/2" x 3.813" Baker 'BR' Nipple Assy No 576 4.905 3.813 3.813 0.46






2423.81 KC-22 Anchor Seal Unit 5.470 3.875 3.833 0.77

2425.23 Baker 'SABL' Permanent Packer Assy No 564 5.845 3.875 3.833 1.42

2426.81 5" New Vam Millout Extension 5.010 4.445 3.833 1.58

2427.09 5" New Vam x 4.1/2" 12.6 lb/ft New Vam Crossover 5.570 3.935 3.833 0.28







2463,16m S/L Depth. 2461.90 4.1/2" x 3.813" Baker 'BR' Nipple Assy No 575 4.900 3.813 3.813 0.46






2484.72 4.1/2" Tie Back Seal Assy (No Seals) No 560 5.750 3.980 3.833 2.01

Top of 4.1/2" Liner - 2481.58 m Drillers Depth

Bottom of tie back - 1.74 m inside PBR

7" Casing Shoe @ 3026 m Drillers Depth

Radio Active Pip Tag @ 3125 m

Upper Baker DIPS Assy# 547 @ 3127.66 m

Perforations : 3141.43 To 3144.93 m AIT with 2.75", 6spf, 60 deg Predators.

Perforations : 3146.63 To 3157.63 m AIT with 2.75", 6spf, 60 deg Predators.

CIBP Set @ 3,161 m RKB On 29 Aug 2008

Perforations : 3163.00 To 3165.50 m AIT with 31/8", 6spf, 60 deg Predators On 12 Aug 2008.

Lower Baker DIPS Assy # 548 @ 3232.78 m

HUD@3275m S/L Depth.PBTD Landing Collar @ 3275.28 m Drillers Depth-PBTD


42

IV.4 Calcul Des Paramètres Avant L'opérationde Stimulation : [10]

IV.4.1 Données nécessaires pour les calculs :

Pression de gisement: PG= 5160 Psi ;

Pression de fond en début: Pwf(∆T=0) = 3342 Psi ;

Profondeur du puits : H= 3161 m =10370.7 ft ;

Rayon du puits: rw= 7,62 cm = 0.25ft ;

Hauteur utile : h = 14.78 m = 48,5 ft ;

Porosité moyenne : Ø = 15,20 % = 0,152 ;

Compressibilité total : Ct = 3,16 10 -5 psi -1 ;

Facteur volumétrique de fond: Bo = 2,20 m3/m3 ;

Le débit au fond : Qf = Qsmoy * Bo = 5447,148 * 2,20 = 11983,73bbl /day ;

Viscosité de l'huile : µ = 0,21 cpo.

Ø Calcul de temps de productionavant la fermeture:

(Np: productioncumulée, Qst: dernier débitstabilisé).

Np = 1532.01 stbbl Qs = 5447.148 stbbl/day

IV.4.2 calcul des paramètres par la méthode d’Horner: [2]

Afin d’utiliser la méthode de Horner, on doit tout d’abord tracer un graphe à l’échelle

semi-logarithmique qui exprime la variation de la pression de fond en fonction de (∆t+tp)/∆t

Ensuite, on calcul les différents paramètres tels que : la pente, la perméabilité et le skin.


43

4820

4840

4860

4880

4900

4920

4940

1,00 10,00 100,00

Pre

ssio

n (

Psi

)

(∆T+TP)/∆T

Tableau IV.1: Evaluation de pression en fonction du temps (4h de fermeture).

P(psi) ∆T(hours) (∆T+TP)/∆T

4 051,96 0 ------

4 834,13 0,25 27,88

4 860,65 0,5 14,44

4 873,68 0,75 9,96

4 881,90 1 7,72

4 887,21 1,25 6,38

4 890,69 1,5 5,48

4 893,21 1,75 4,84

4 895,43 2 4,36

4 897,54 2,25 3,99

4 899,25 2,5 3,69

4 900,46 2,75 3,44

4 900,25 3 3,24

4 878,11 3,25 3,07

3 529,50 3,5 2,92

2 629,37 3,75 2,79

15,08 4 2,68

Fig IV.1: Courbe de remontée de pression du test avant acidification (Horner).


44

a) Calcul de la pente :

A partir de la courbe de Horner, on choisit la partie linéaire pour calculer la pente qui est donné par la formule suivante :

b) Calcul de la perméabilité :

On calcul la perméabilité par la relation suivante :

On a:

Donc :

k= 112,78 md

c) Calcul de skin :

On calcul le Skin par la relation suivante :

On a:

S = 22,49

d)calcul de l'Indice de productivité IP:

=

IV.4.3 Comparaison avec les résultats de logiciel SAPHIR: [10]

L’entreprise pétrolier mixte Sonatrach/Anadarko utilise logiciel

Saphirpourl'interprétation des essais de puits; il suffit d'entrer les donnés enregistrés par les

gauges (enregistreur de pression de fond) et par le test potentiel en surface qui détermine le

débit et le pourcentage de chaque phase huile eau et gaz.


45

Tableau.IV.2: Comparaissent des résultats.

Les résultats par les calcules Les résultats par SAPHIR

Skin 22,49 21

K(md) 112,78 111

IP 2.99 3.5

VI.5 Application du traitement d'acide sur le puits HBNSE-07 : [10]

D'après l'interprétation des résultats des essais, on remarque que le Skin est élevé, dans

ce cas la couche productrice est colmaté, il est donc nécessaire de programmer une opération

de stimulation par acidification.

VI.5.1 Type d'endommagement :

Le problème le plus commun au niveau du champ HassiBerkine est celui des

endommagements provoqués par la boue de forage et par la migration des fines particules qui

se déposent aux abords du puits producteur pendant sa durée de vie. D'autres types

d’endommagement présent tell que; les sels, les asphaltènes et les ions de fer qui se déposent

à travers les perforations et le tubing, ce qui affecte la production du puits.

VI.5.2 Objectifs de l’opération d’acidification :

Le traitement par acidification sur ce puits à pour objectif de stimuler la couche U (U-

1a, U-1b et U-3) au moyen d’un fluide de type acide (Mud Acide) pour restaurer la

perméabilité.

VI.5.3 Conception de Traitement :

En vue que ce puits est récemment complété, un tube clean du 15% HCL est proposé

qui consiste à éliminer/disperser tous les dépôts dans les perforations et aux abords du puits.

LetraitementTube Cleandevrait nettoyer la tubulaire et éliminer tous les risques liés à la

présence de rouille ou aux particules de fer afin de les empêcher de pénétrer dans la formation

pendant le traitement de matrice.

La concentration suggérée est 100 gal/1000 ft pour décaper le tubing.


46

Il est fortement recommandé d'utiliser l'outilJetBlaster pourl’injection des liquides dans

les perforations; ce qui va assurer l'agitationappropriée en face desperforations et disperse

toute obstruction occasionnée par les sédiments qui pourraient être accumulés au cours du

temps.

Le logiciel ‘‘Jet adviser’’est utilisé pour déterminer les paramètres opérationnels d’un

nettoyage efficace au jet aux conditions de fond.

Lefluidedespacerest constitué de 5% de chlorure d'ammonium, un solvant mutuelle

U066 ; dont la fonction est de réduire la tension superficielle, la baisse des forces capillaires

qui restreint le débit de fluide à la matrice et briser les blocs de l'eau de la matrice essentielle

critique tout en conservant l'eau de formation (mouillée). Il agit également à écarter tout

fluide de formation qui pourrait produire des précipites dommageables en cas de contact avec

le traitement à l'acide.

Lefluidepreflushest constitué de 10% d’acide chlorhydrique contenant du tensio-actif

F100 (surfactant). Sa fonction consiste à réduire la tension superficielle, la baisse des forces

capillaires qui restreint le débit de fluide à la matrice et dissoudre toutes les calcites présents

dans la formation donc d'éliminer la possibilité de précipitation du fluorure de calcium.

Concentration proposé est de 3,5ft de pénétration radiale.

En vue du système de sélection des fluides de la société Schlumberger, le fluide de

traitement principal est 9:1, de Mudacid. La concentration suggérée est de 3.5ft pénétration

radiale.

LefluideOverflushest constitué de 10% d’acide chlorhydrique. Sa fonction principale est de

maintenir un PH favorable afin d’éviter la précipitation ferrique d'hydroxyde. Le fluide

Overflush est de 10% d'acide chlorhydrique contenant F100 surfactant. Sa fonction principale

est de maintenir le pH favorable pour éviter la précipitation d'hydroxyde ferrique et de faire

un nettoyage plus rapide de liquide de stimulation au cours de reflux.

La concentration proposé est de 3,5 ft de pénétration radial.

VI.5.4 Sélection des additifs :

a- Un inhibiteur de corrosion sera ajouté à une concentration pour fournir 12 heures de

protection pour un tube en acier contre la corrosion et la perte excessive de métal.

b- Un agent de contrôle de fer est inclus pour éviter la précipitation d'hydroxyde de fer.

L'addition de l'agent de control du fer est critique car le Coiled Tubing pourrait libérer de

grandes quantités d'ions de fer qui risqueraient de se précipiter dans la matrice.


47

c- Un agent tensio-actif est ajouté pour réduire la tension superficielle entre les fluides et

par conséquent facilite la circulation en ‘‘flow back’’ ainsi que la miscibilité.

d- Un dissolvant mutuel est ajouté pour assurer l’humidité du sable de formation et par

conséquent fournit une circulation préférentielle à l'huile.

e- Un agent chélateur est ajouté pour contrôler des ions de métauxindésirables, ainsi

réduisant le risque d'avoir la réaction secondaire entre Fe3+ avec HF.

VI.5.5 Diversion :

En général, une phase de diversion est nécessaire pour chaque 20-30ft de perforation.

Le fluide proposé pour la diversion est la mousse (foam), qui peut être créée par le

pompage d'un fluide à base de mousse et de l'azote au même temps. La diversion sera

exécutée en utilisant un système chimique à viscosité plus élevée pour détourner l'écoulement

vers les zones à faible perméabilité.

VI.6 Procédure de l'opération :

VI.6.1 Premier jour :

A. Installation des équipements et test de pression :

1) Après la transmission du permis de travail au représentent de lasociété de service on

procède à la Mobilisation des unités et le personnel sur site et prévoir une réunion de sécurité

avant l’installation juste à l’arrivé sur site. S'assurer que tout le personnel chargé de cette

opération est présent sur place. Le superviseur Coiled Tubing sera le point de contact

principal pendant cette opération, et il coordonnera tous les aspects opérationnels et de

sécurité avec le superviseur chantier (Groupement Berkine).

2) Réaliser le montage des lignes en surface (ligne de pompage, ligne de purge ainsi que la

ligne de neutralisation). Effectuer le test d’opération de BOP.

Remarque :

Ø Une unité de filtration de 2 microns sera installée sur place pour s’assurer que l'eau

Moi pliocène 5% NH4Cl ne contient pas des solides ou des particules pouvant

engendrer des dégâts, avant d'être injectées dans le puits.

Ø Le superviseur du Groupement Berkine s’assurera que la ligne de retour est connectée

ainsi les retours vont directement vers le bourbier; il sera également utilisé pour la

pression de purge pendant l’opération.


48

B. Tube Clean ,JetBlaster:

1)L’étendue du nettoyage au JetBlaster consiste à éliminer les dépôts au niveau du canal

obstrué de la perforation grâce à une action combinée mécanico-chimique.

2) Déclencher une réunion de sécurité avec le personnel concerné sur place pour discuter les

points suivants :

Ø Objectif de l’opération;

Ø Responsabilités;

Ø Access et évacuation ;

Ø Environnement de travail;

Ø Risques et contrôle;

Ø Exigences de PPE (personale protective Equipment);

Ø Plans d'urgence.

3) Avant de procéder à l’installation de la tête de puits, enregistrer la pression de tête de

puits, installer l’équipement CT selon les normes de sécurité de Schlumberger.

4)Procéder à la connexion du connecteur de CT.

5)Assembler le JetBLASTER™ BHA qui est constituée d'un connecteur de CT, MHA (clapet

anti-retour et le débranchement de secours), accord articulé non tournant, barre de poids, pivot

2-1/8'', tête nozzle équipé de 2 jets radiaux 0.125'' et un jet ver le bas 0.093''. test de

fonctionnement du JetBLASTER™ en surface pour déterminer les taux optimums.

Remarque :

Ø Tester le JetBLASTER sur l'unité de pompage avant de procéder à son montage.

Ø Pendant le test de l’outil du JetBLASTER s'assurer que tout le personnel se trouve loin

de ce dernier à une distance d’au moins 15m.

Ø Enregistrer le débit et la pression quand l'outil est mis en service.

Ø S'assurer que la boule est passée à travers les outils en surface avant de procéder au

BHA.

6) Procéder au test de pression des lignes de surface, avec Blind ram de (BOP) contre la

vanne de curage à PT-1. Tester la pression à 5000psi.

7) avant l’ouverture de puits, on procède à un test de pression PT-2 (5000 psi) avec touts les

équipements mis en place.

8) égalisation de la pression et ouverture le puits.

9) Faire descendre le CT dans le puits avec une vitesse de 6m/min (faire circuler l'eau mi

pliocène à un débit idéal de 0.3bpm à 0.5bpm); une fois qu'on à dépassés la tête de puits et la


49

vanne de sécurité de fond on fait augmenter la vitesse à 24m/min en appliquant une traction à

chaque 1000m et comparer les poids aux poids de CoilCADETM.

Remarque :

Diminuer la vitesse du Coiled Tubing à 6m/min en passant par les restrictions.

10)Une fois le CT arrivé à une profondeur de 3136 m (5m au-dessus des perforations) et

Tube clean 15% HCl arrive au nivaux du JetBlaster, on fait augmenter le débit à 1.1bpm et

avec un débit de Nitrogène égale à 20Lpm on commence le jet de l'intervalle perforé

(maximum de la pression de circulation est 5000 psi).

Remarque :

Ø Assuré le retour en surface avant de procéder

Ø CIBP à 3161 m.

11) faire la descente à une moyenne de 5m/min vers le fond de la perforation à

3160 m tout en continuant le jet.

Remarque :

Lorsque le CT en haut de la CIBP attendre Tube CLEAN à jet nozzle avant l'intervalle

perforé.

12)Fait remonter le CT à 3136m, en continuant le jet de l’intervalle perforé (faire 2 passes)

13)Une fois que 4m3 de 15% HCl sont pompés, on fait circuler 1m3 de gelpillHI-Vis.

14) Une fois l’acide pompé, remplacé le traitement à l'acide par l’eau Moiplicene nitrifié à 1

bpm et l'azote à 500 scfm.

15) Remonter le CT à 10m au dessus des perforations et attendre jusqu’à obtenir un bon

retour. Continuer à pomper le liquide à un débit minimum de 0.3bpm et 500 scfm d’azote.

Remarque :

Ø Mesurer le PH en surface afin de récupérer tous les acides.

Ø Ne pas maintenir le JetBlaster en position fixe mais continue de la remonter pour

éviter le coincement.

Ø Ajuster le débit d’azote en fonction des retours.

16) on fait remonter le CT à 2000 m et on démarre le dégorgement de puits.

Remarque :

Ø Ajusté le débit et la profondeur du coiled tubing pendant le dégorgement de puits

et assuré que l’acide est totalement remonté en surface,

Ø La mesure de PH en surface (l’acide est fini quand le PH > 4).


50

17) Une fois l’acide remonté et le puits mis en écoulement, on remonte le coiled tubing en

surface.

18)Une fois remonté le coiled tubing en surface assurer le puits en fermant la master et swab

valves et ouvrir swing valve et on flache le coiled tubing avec 2 m3 de solution soude (Soda

Ash) à 2,5%, suivie par l’eau, surveiller les effluents à la torche jusqu’à la propreté de l’eau

19) Démonter l’équipement CT et procéder à la démobilisation.

VI.6.2 Deuxième jour :

Traitement Matriciel

1) déclencher une réunion de sécurité avec le personnel concerné sur place pour discuter sur

les points suivants :

Ø Objectif de l’opération;

Ø Responsabilités;

Ø Access et évacuation;

Ø Environnement de travail;

Ø Risques et contrôle;

Ø Exigences de PPE;

Ø Plans d'urgence;

2) Procéder à la connexion du connecteur de CT.

3) Placer le BHA standard conformément au schéma.

Remarque : S'assurer que la boule est passée à travers les outils en surface avant de procéder

au BHA

4) Avant l’installation de la tête de puits, procéder à l’enregistrement de la pression de tête de

puits, installation de l’équipement CT selon les procédures de sécurité de Schlumberger.

5) Procéder au test de pression PT-2 avec tous les équipements mis en place (5000 psi) avant

l’ouverture de puits

6)Egaliser la pression entre les vannes de tête du puits en comptant le nombre de tournes pour

l’ouverture de swab et master valves .ouvrir la master valve doucement

7) Faire descendre le Coiled Tubing dans le puits à 6m/min (avec circulation d’une l’eau

miopliocene à un taux idéal ) , une fois qu'on à dépassés la tête de puits et la vanne de

sécurité de fond on fait augmenter la vitesse à 25 m/min , en appliquant le test de traction tout

en vérifiant le CoilLIFE et on compare les poids aux poids du CoilCADETM.

8) Assuré que le puits est plein du fluide.


51

9) commencer le pompage du fluide de traitement dés que le spacer approche de Nozzle,

fermer annulaire du coiled tubing et commence le squeezer, en respectent le tableau de

pompage

Remarque : Il ne faut pas que le moniteur COILIMIT plot dépasse la pression limite au cours

du traitement.

Tableau IV.3 : Tableau de pompagedu fluide de traitement

Remarque :

Ø Pompe un débit maximum sans excéder à la pression de circulation de 5000 psi

Ø Le maximum de (pression de fermeture) SIWHP est 2300 psi

10) lors de la fin de pompage de déplacement, ouvre le puits.

11) démarrer le pompage de 1m3 de nitrogène à haut débit et démarrer la remonte de coiled

tubing à 2000 m.

12) quand le coiled tubing est à 2000 m démarrer le dégorgement du puits (kick off) .

Remarque :

Ø Ajuster le débit et la profondeur le coiled tubing pendent le dégorgement de puits et

assurer que l’acide est totalement remonté en surface,

Ø La mesure de PH en surface (l’acide est fini quand le PH > 4) .


52

13)Une fois l’acide serait remonté et le puits mis en écoulement, on remonte le coiled tubing

en surface.

14) Une fois le coiled tubing est remonté en surface assurer le puits en fermant la master et

swab valves et ouvrir la swing valve puis on flache le coiled tubing avec 2 m3de solution

soude (Soda Ash) à 2,5%, suivie par l’eau, surveiller les effluents à la torche jusqu’à la

propreté de l’eau.

15) Démonter l’équipement de CT et procéder à la démobilisation.

VI.7 LES Equipements :

Ø Unité de CoiledTubing(CT) de 1.5 inch de diamètre avec son équipement .

Ø Unité de pompage avec son équipement.

Ø Unité de pompage de nitrogène avec son équipement.

Ø 2 citernes de fluide de traitement.

Ø Une citerne de l'eau traitée.

Ø Un frac-tank (back Mobil) de volume 500bbls.

Ø Une citerne de réserve de nitrogène de 8m3.

Remarque : la composiion des fluides utilisés est dans l’annexe.

VI.8 Calcul des paramètres après l'opération de stimulation :

VI.8.1 Données nécessaires pour les calcules :

Pression de gisement: PG= 5160 Psi

Pression de fond en début:Pwf(∆T=0) =4138 Psi

Profondeur du puits : H= 3161 m =10370.7 ft

Rayon du puits: rw= 7,62 cm = 0.25ft

Hauteur utile : h = 14.78 m = 48,5 ft

Porosité moyenne : Ø = 16,20 %

Compressibilité total : Ct = 3,16 10-5 psi-1

Facteur volumétrique de fond: Bo = 2,20 m3/m3

Le débit au fond : Qf = Qsmoy * Bo = 6750 * 2,20 = 14850 bbl/day

Viscosité de l'huile : µ = 0,21 cpo

Ø Calcul de temps de production


53

(Np: productioncumulée, Qst: dernierdébitstabilisé).

Np = 2314.826stbbl Qs = 6752,472stbbl/day

VI.8.2 Calcul des paramètres par la méthode de Horner :

Tableau VI.4 : Evaluation de pression en fonction du temps (6h de fermeture).

P(psi) ∆T(hours) (∆T+TP)/∆T P(psi) ∆T(hours) (∆T+TP)/∆T 4798,85 3,25 3,51 4591,72 0

4800,58 3,5 3,33 4700,38 0,25 33,64

4802,77 3,75 3,18 4732,39 0,5 17,32

4804,2 4 3,04 4749,58 0,75 11,88

4805,38 4,25 2,92 4761,86 1 9,16

4807,21 4,5 2,81 4769,55 1,25 7,53

4808,29 4,75 2,72 4775,86 1,5 6,44

4804,08 5 2,63 4781,44 1,75 5,66

4800 5,25 2,55 4784,87 2 5,08

3247,39 5,5 2,48 4787,88 2,25 4,63

2541,27 5,75 2,42 4791,37 2,5 4,26

15,17 6 2,36 4794,15 2,75 3,97

4795,94 3 3,72

Fig.VI.2: Courbe de remontée de pression du test après acidification (Horner).

a) Calcul de la pente :

4550

4600

4650

4700

4750

4800

4850

4900

1,00 10,00 100,00

Pre

ssio

n (

Psi

)

(∆T+TP)/∆T


54

A partir de la courbe de Horner, on choisit la partie linéaire pour calculer la pente qui

est donné par la formule suivante :

b) Calcul de la perméabilité :

On calcul la perméabilité par la relation suivante :

Donc :

k= 139,014 md

c)Calcul de skin :

On calcul le Skin par la relation suivante :

On a:

S = 2,50

d)calcul de l'Indice de productivité IP:

=


55

IV.8.3 Comparaison avec les résultats de logiciel SAPHIR:

Tableau VI.5 : Comparaissent entre les résultats.

Les résultats par les calcules Les résultats par SAPHIR

Skin 2,50 2

K(md) 139,014 132

IP 6.60 9.1

IV.9 Analyse des résultats enregistrés avant et après l'opération de stimulation sur le puits HBNSE 07:

Le tableau ci-dessous montre les résultats enregistrés avant et après le traitement :

Tableau IV.6 : les résultats finals.

.

Test avant l’acidification Test après l’acidification Calculés

par Horner trouvés par

SAPHIR Calculés

par Horner trouvés par

SAPHIR

Perméabilité (md) 112,78 111 139,014 132

Skin 22,49 21 2,50 2

Indice de productivité IP 2,99 3,5 6,60 9,1


56

IV.9.1 Les résultats de l'analyse nodale: [10]

Fig IV.3courbe de l’IPR du puits HBNSE07 avant et aprèsl’acidification

IV.9.2 Commentaires et interprétation :

Ø La formation à bien réagit avec l’acide et le traitement matriciel a rapporté un gain de

3800 stbd (25,17 m3/h).

Ø Après l’acidification, le skin a diminué considérablement (en dessous de la moitié de

sa valeur avant l’acidification), ce qui montre la bonne identification de

l’endommagement et le bon choix de l’acide.

VI.10 ETUDE ECONOMIQUE DU PUITS HBNSE07 : [10]

L’évaluation économique d’un puits consiste d’une part a calculer le cout total du puits

et d’une autre part a connaître sa production (exprimée en monnaie) avant et après la

stimulation pour pouvoir calculer le gain et l’amortissement (qui est le nombre de jours

nécessaire pour récupérer la valeur de l’investissement), cela se fait en appliquant les

formules suivantes:

Gain en production= la production après – la production avant

Gp= débit de 1er jaugeage après l'opération – débit de dernier jaugeage avant l'opération.


57

Tableau IV. 7: Les gains obtenus après le traitement

Le gain de production

(G P)

Indice de productivité IP (bpd/psi) 3.61

Débit huile (stbd) 3800

Le skin 19

À la vue de ces résultats on constate une amélioration de la production ce qui confirme

l’amélioration du skin et l’indice de productivité.

Amortissement= le cout total/ le revenue

VI.10.1 Cout de l'opération :

Tableau IV.8:Description des différents couts de l’opération

Description Cout en $

Mobilisation 9180.00

Services 98040.93

Produits 270739.50

Outils de CT 12503.03

Total 390463.46

On à le gain de production 3800 stbd (8500-4700)

tbd

Le prix de base sur lequel on fait les calculs est de 90$/bbl en août 2012

Donc l’amortissement de cette opération est a partir de .

Conclusion et recommandation

57

CONCLUSION

Avant de commencer le traitement par acidification, il est indispensable d’effectuer une

étude complète sur l’historique du puits et d’analyser les paramètres de production.

Notre étude sur le puits HBNSE07 du champ Hassi Berkine a révélé un

endommagement au niveau des perforations et aux abords du puits provoqué principalement

par des fines particules, des sels, des asphaltènes et des ions de fer. Cela nécessite une

programmation d’une opération de stimulation par acidification.

La technique d’acidification consiste à l’élimination de l’endommagement aux abords

du puits dans le but de restaurer ou améliorer la perméabilité de la couche.

Les acides utilisés dans le traitement doivent être compatible avec la nature du réservoir

en tenant compte de type de fluide présent et de la nature d’endommagement et sa

localisation.

Le puits HBNSE07 ayant fait l’objet d’un traitement matriciel au MudAcid a donné des

résultats positifs. Ceci a engendré un gain de perméabilité (de 21md), du débit d’huile (de

3800 bbl/d) et de l’indice de productivité (de 3.61 bpd/psi). On note une amélioration de skin

suivant les résultats obtenus par la méthode Horner avant et après l’acidification.

Conclusion et recommandation

58

RECOMMANDATION

L’acidification participe à la production totale du champ de Hassi Berkine par

l’amélioration du potentiel des puits, mais nécessite un investissement important, pour réduire

les risques d’échec et rendre le traitement efficace et plus rentable, nous proposons les

recommandations suivantes :

Ø Un diagnostique du type d’endommagement, par étude approfondie de l’historique,

des paramètres de production des puits.

Ø La connaissance du type d’endommagement permet de déterminer les remèdes

adéquats aux problèmes.

Ø Procéder à l’analyse Nodal qui prédira le potentiel du puits, une telle analyse

nécessite des données de BU récentes.

Ø Analyse de laboratoire pour s’assurer de la compatibilité des fluides à injectés avec

la roche et les fluides en place (test ARC).

Ø Pour une réussite de l’opération, une évacuation complète de l’acide de traitement

est fort souhaitable, un acide laissé dans la formation crée un endommagement

secondaire qui ne peut être enlevé que par fracturation.

Ø Eviter d’utiliser de l’acide sur des puits ayant des problèmes d’asphaltène, car

l’expérience et l’analyse de laboratoire montrent que le contact asphaltène-acide

forme un dépôt pâteux.

Ø Evaluer les résultats après le traitement par un jaugeage ou bien un essai de puits

afin de recommander les solutions adéquates pour les puits non réussis.

Ø et en fin vue que la stimulation par acidification a donnée un gain considérable en

production pour le cas étudier (puits HBNSE 07), nous recommandons ce type de

traitement pour d’autre puits qui présentent des endommagements dans le même

réservoir HBNSE. et cette suite à une étude technico-économique.

Bibliographie

BIBLIOGRAPHIE

[1] Michael J. Econmideset Kenneth G. Nolte, Reservoir Stimulation, édition Third ,

October 1994.

[2] Bath et England ,Introduction to Well Testing , Schlumberger , Mars 1998 .

[3] document (HALLIBURTON), SANDSTONE 2000TM, Topic: Acid Types , 07 juin 1999.

[4] J. Betaux , Fluid selection guide for matrix treatments , Dowell Schlumberger, 1986.

[5] Essais de puits Interprétation, Edition Technip ,1996.

[6] document (Schlumberger), Oil Seeker , 2006.

[7] Manuel d'acidification des réservoir, édition technip, 1983.

[8] THOMAS O.ALLEN & ALAN P.ROBERTS ,Production Operations , edition fourth.

[9] Données GB (SH/ANADARKO) départements géologie, techniques puits.

[10] Rapports d’acidification des puits et data Banc départements réservoir,

Les Annexes

1

1. HISTORIQUE DU CHAMP HASSI BERKINE :

Le champ de Hassi Berkine a été découvert en février 1994 avec le forage et

l’évaluation du puits HBN-1 dans le champ HBN qui est situé dans le coin nord-est du bloc

404 , le forage du puits HBN-1 a commencé le 16 novembre 1993, avec une profondeur

maximum de 3440 mètres, l'objectif principal est d'atteindre la zone du Trias Argilo-

Gréseux Inférieur (TAGI) où présence d'huile, le puits a été complété en tant que puits

producteur d’huile le 4 février 1994.

Le Groupement Berkine (Association Sonatrach/Anadarko) a foré et complété plus

de 90 puits dans les blocs 404 et 208, les programmes de développement pour les champs

dans ces blocs exigent jusqu’à 140 puits supplémentaires qui doivent être fores au cours

des années à venir.

Les champs dans le bloc 404 sont actuellement en production, la quantité produite

d’huile dépasse Les 200.000 bbl/day, le bloc 404 inclut neuf champs, ils sont : HBN,

HBNS, HBNE, SFSW, QBN, BKE, BKNE, RBK et HBNSE (HBNSE, Le champ qui va

l'étudier), voir Figure1.

Tous les champs produisent à partir du TAGI (trias Argileux gréseux inférieur), ils

possèdent une épaisseur totale avoisinante les 100 m et l’épaisseur utile s’étend de 18 à 40

m,la qualité du réservoir est bonne avec des porosités de 14-18% et une perméabilité de

400 à 700md , la récupération de l’huile est accélérée et maximisée par l’injection de l’eau

et le gaz.

Le bloc 208 est en phase de développement, le forage d’exploration a jusqu’ici

identifié cinq champs, ils sont : EME, EKT, EMN, EMC et EMK, voir Figure 1.

Figure 1 : Emplacement du champ Hassi Berkine.

Les Annexes

2

2. SITUATION GEOGRAPHIQUE:

Le bassin de Berkine est situé dans Le côté oriental du Sahara Algérien entre les

latitudes 29° et 34° Nord et les longitudes 5° et 10° Est, il est limité :

· A l’Est par, le bassin de Syrte entre la Tunisie et la Libye.

· Au sud par le bassin d’Illizi.

· A l’ouest par la mole d’Amghuid El Biod Hassi Messaoud.

· Au nord par le bourrelet d’Ain-Roumana et la voute de Dahar.

Ce bassin occupe une aire totale de près de 300.000 Km2, mais seulement 103.000

Km2 sont situé dans le territoire Algérien. Il s’étend sur trois pays, la partie occidentale

située en Algérie, la partie orientale située en Libye et le sud de la Tunisie pour sa partie

septentrionale, voir Figure 2.

Figure 2 : Situation géographique.

v Aspect stratigraphique:

La colonne lithostratigraphique traversée par les sondages permis à étudier est en

général analogue aux prévisions et aux puits de référence, avec toute fois de faibles

variations latérales de faciès et d’épaisseurs des formations.

Les Annexes

3

La série stratigraphique de la région est essentiellement composée de dépôts

mésozoïques (qui renferment les principaux réservoirs du bloc 404), reposant en

discordance sur le Paléozoïque (qui comprend les roches mères). Enfin, un faible épandage

détritique d'âge tertiaire repose en discontinuité sur le Mésozoïque, voir Figure 3.

Figure 3 : Log lithostratigraphique du bassin Berkine.

Les Annexes

4

v Géologie de TAGI dans le bloc 404:

Les réservoirs du bloc 404 font partie du TAGI (trias inférieur argilo-gréseux), qui

recouvre immédiatement la discordance hercynienne et sont reconnus comme les réservoirs

les plus importants dans le bassin de Berkine, et les grés de réservoir ont été déposés dans

un environnement fluviatile localement modifié par des processus éoliens, lacustres et

deltaïques.

Le faciès dominant dans le réservoir se compose des chenaux fluviatiles

verticalement empilés et latéralement accrus.

Le TAGI a été subdivisé en couches: couches inférieurs nommé(L), couches du milieu

nommé (M) et couches du haut nommé (U), avec le (U) et le milieu supérieurs (M) étant

encore subdivisés en 3 couches (U-3, U-1a, U-1b et M-1a, M-1b, M-1c respectivement).

Cet arrangement a été adopté car il est géologiquement raisonnable, facilement

réactualisant et englobe la plupart des principales hétérogénéités dans le réservoir pour le

modèle du réservoir.

Les couches moyennes et supérieures sont séparées par une couche d’argile

relativement mince mais latéralement persistant nommé M-2. Cette couche change

d’épaisseur dans la direction Nord-est du champ, mais peut habituellement être bien

identifiée dans chaque puits. La couche mince U-2 qui est composée d’argile sépare U-1b

et U-3. Cette couche est généralement moins de 50 cm d’épaisseur, et elle est absente dans

certains puits.

De plus la couche inférieure (L) est plus épaisse dans le champ HBNSE que dans le

champ HBNS. Les couches inférieures de TAGI s’épaississent vers l`Est à travers le bloc

404.

Le grès dans cet intervalle du réservoir peut être localement de bonne qualité, mais

cette couche possède une perméabilité faible car elle est composée aussi de gréés argileux

et d’argile. Au-dessus de la couche (L) et (M) les gréés moyens sont généralement plus

important, la perméabilité est élevée (400-700md) et la porosité entre (14-18%), et les deux

couches représentent un système de dépôt dit fluvial en tresse.

La couche du TAGI supérieur (U), représente moins un environnement fluvial qu’un

environnement lacustre. La qualité de réservoir est variable dans le TAGI supérieur, en

particulier dans la couche U-3 ou cette dernière représente un environnement lacustre chaut

avec quelques entrées deltaïques. La présence des grès du réservoir U-3 moins est assurée,

voir les figures 4,5,6 .

Les Annexes

5

Fig

ure

4 :

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pos

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Les Annexes

6

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Les Annexes

7

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FRASNIANT.A.G.I. (TRIASSIC ARGILO-GRÉSEUX INFÉRIEUR)

MIDDLE (M)LOWER

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DEVONIAN

MIDDLE - TRIASSIC

CARNAIN

Epoch

Age

FRASNIANT.A.G.I. (TRIASSIC ARGILO-GRÉSEUX INFÉRIEUR)

MIDDLE (M)LOWER

(L)UPPER (U)

L-5

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Les Annexes

8

Figure 7 : La diagraphie de puits HBNSE007 (perforation status).

Les Annexes

9

Figure 8 :Le temps de production avant la fermeture(teste avant l’opération).

Figure9 : Le temps de production avant la fermeture (teste après l’opération).

Les Annexes

10

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Les Annexes

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Les Annexes

12

3. PRODUITS DE TRAITEMENT:

Les produits utilisés dans le traitement et leurs concentrations sont présentés dans les

tableaux suivants :

Les Annexes

13

Les Annexes

14

4. CIBP: Topset Cast Iron Bridge Plug

Figure 12 : CIBP

*Applications :Isolement de la zone temporaire ou permanent ou bien l'abandon.

Résumé

Résumé français :

Le but principal de notre étude est l'amélioration de l'effet de l'endommagement “Skin”

par l'opération d'acidification et l'évaluation de cette opération par l'interprétation des données

de test (Build-up) avant et après l’opération et on calcule la perméabilité K et le facteur

d’endommagement (Skin) par l’application de la méthode d'horner et faire comparer ces

donnés par l'outil utilisé de “Groupement berkin” (saphir)

Ainsi que l’évaluation de la production (gain) par l'analyse Nodale sur le puits avant et

après la réalisation de l’opération d’acidification.

Enfin on veut dire que de l’opération d’acidification est réalisée avec succès, qui provient par

l’amélioration de Skin (21 jusqu’a 2).

Rezyme english:

The main purpose of this study is to improve the effect of damage “Skin” by using the

Acid jop and to evaluate this operation by interpreting the data gained from the test (Build-

Up) before and after the operation, In order to calculate the permeability “K” and the factor of

damage “Skin” , we have applied the “HORNER method” and compared the data obtained

with the tool used “Groupement berkin” (Saphire).

As far as production (gain) evaluation is concerned, we evaluated the production by

employing “Nodal Analysis” in the wells before and after the realization of “Acidification

Operation” ..

Finally we now come to say that can say that “Acidification Operation” is success fully

realized which, in turn, resulted in the improvement of “Skin (21 till 2).

UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA Faculté des …€¦ · Dans l’espoir que celui-ci puisse...

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