La méthode d'injection par tubage concentrique
présente nombre d'avantages, mais un contrôle inapproprié
du débit de gaz peut générer des fluctuations de la
pression d'injection qui va influencer la quantité de gaz qui entre dans
le puits. Un flux irrégulier qui va entrainer des problèmes en
surface et des variations de la BHP, ce qui affecte grandement le bon
déroulement des opérations.
Avec l'utilisation du tubage concentrique, les compagnies de
services se heurtent parfois à des oscillations énormes de
pression dues à l'effet d'accumulateur. En injectant un fluide
incompressible dans l'annulaire crée par les deux tubages concentriques,
le gaz commence à s'accumuler, on observe alors une augmentation de la
pression dans l'annulaire jusqu'à ce que celle-ci soit supérieur
à la pression du puits au point d'injection. A ce moment-là le
gaz commence à rentrer dans l'annulaire Tubage/Tiges avec un
débit qui est supérieur au débit d'injection en
surface.
Le débit d'injection au fond va augmenter avec
l'allègement de la colonne de fluide dans le puits donc la diminution de
la pression au point d'injection. Ceci continue jusqu'à ce que la
pression du concentrique soit en dessous de celle du puits et que l'afflux
s'arrête. Le concentrique se recharge à nouveau, et le cycle se
répète, ce phénomène est connue sous le nom de
« Accumulator Bottle Effect ». Le comportement de la pression est
oscillatoire et le débit de gaz est intermittent. Ce dernier arrive en
surface sous forme de bouchons dits « slugs » (voir Figure 5.1), ce
qui induit qu'à un moment donné, entre deux bouchons, il n'y a
pas de gaz dans le puits pour alléger la colonne hydrostatique. On a
alors une fluctuation de la BHP ce qui entraine la remontée en
Overbalance temporaire. (Figure 5.2)
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Figure 5.1 : Débit de gaz sortant, illustration
du phénomène de slugging.
Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et
expliquation
A chaque remontée de pression, le liquide rentre et
remonte dans le concentrique, donnant les signes d'une perte de circulation
(Figure 5.4), au fur et à mesure de l'injection du gaz, ce dernier
chasse le liquide hors du concentrique, le phénomène se
répète à chaque fois. Les variations du niveau de liquide
donnent l'impression d'un ressort, ce phénomène est dit «
Spring effect ».
La figure 5.3 illustre les variations de débits
d'injection de gaz, on remarque que malgré que le débit sortant
des boosters soit constant, le débit rentrant dans l'annulaire fluctue,
les pics correspondants à la sortie d'une grande quantité de gaz,
et les zones plates aux phases de recharge du concentrique où la
pression de fond au point d'injection sera supérieur à la
pression à l'intérieur de l'annulaire Tubage/Tubage.
Figure 5.2 : Evolution de la pression de fond pendant
le phénomène de slugging.
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Figure 5.3 : Evolution du débit d'injection de
gaz pendant le phénomène de slugging.
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Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et
expliquation
Ce phénomène est non souhaité mais
parfois prévu, il engendre un certain nombre de problèmes et de
risques.
Risques de pertes de circulation.
Le retour momentané dans les conditions d'overbalance peut
entrainer des pertes surtout dans les réservoirs fracturés
où la fenêtre opérationnelle est très mince. A ne
pas confondre avec le « Spring effect » qui peut feindre les
mêmes signes.
Instabilité des parois. La
libération d'une grande quantité de gaz en un coup provoque une
dépression qui diminue la BHP plus que prévu, ce qui peut causer
un éboulement (collapse) du trou. D'un autre côté, le
retour brusque en overbalance dans une zone qui ne doit pas subir une grande
pression de la part du fluide de forage peut causer une fracturation. Ceci peut
arriver dans les grés non consolidés où le gradient de
fracturation et d'intégrité des parois sont très
proches.
Contamination du réservoir.
Le passage même momentané en overbalance suffit
à perdre l'avantage de non altération de la formation et permet
au filtrat de boue, en plus de particules solides de pénétrer
dans la formation productrice. Ce problème est souvent résolu par
l'utilisation du brut comme phase liquide de forage, étant le liquide le
moins contaminant pour un réservoir pétrolier, à condition
qu'il y ai compatibilité entre le brut utilisé et le fluide de
formation, et ce, pour éviter la formation d'émulsions et la
réduction de la perméabilité autour du puits.
Contrôle des retours en surface.
Le contrôle de bouchons de gaz en surface pose un vrai
défi aux opérateurs de service. Qui doivent gérer
alternativement les bouchons de gaz et les afflux de liquide qui
excèdent parfois la capacité du séparateur en surface.
(Voir Figure 5.1 et 5.4)
Nettoyage du trou. Pour les puits
horizontaux, la dépression engendrée par le gaz dans la partie
tubée du puits (en général verticale) va créer un
effet de succion dans la partie horizontale qui va tendre à aspirer les
déblais de cette partie. Toutefois, le phénomène
d'oscillation va faire que les cuttings sont aspirés
périodiquement, en finalité ils se déposent à des
zones différentes créant un effet de Dune. Ce
phénomène entraine des problèmes lors des remontées
de la garniture, et les cuttings déposés vont boucher les pores
et microfractures, causant une baisse de productivité.
Figure 5.4 : Evolution du niveau des bacs de pendant
le phénomène de slugging.
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Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et
expliquation
