8.4 Injection par parasite string
La proposition ici est de changer totalement la méthode
d'injection d'azote, on opte plutôt pour l'injection via parasite, qui un
tubing de petit diamètre (2» dans le cas simulé) descendu
avec le tubage, le point d'injection se trouve dans la partie tubée du
trou.
La simulation de l'évolution de la BHP en fonction du
débit de gaz injecté est présentée dans
Figure-8.12
Figure 8.12 : modélisation statique de la BHP,
cas injection par parasite.
90
Chapitre8- Solutions et Propositions
Avec cette technique on réduit le volume à remplir
de 15m3 par rapport à celui du concentrique.
L'évolution de la BHP est présentée dans la
Figure-8.13.
Figure 8.13 : Evolution BHP, cas injection par
parasite.
On constate un underbalance permanent au bout de 1h 30min et une
stabilisation au bout de 2h 30min dans la zone exigée (7%-9%).
Cette technique présente un avantage certain en termes
de temps gagné, mais quelques difficultés liées à
son installation.
- Précaution à suivre pendant la descente du
tubage raccordé au parasite, risques d'endommagement de ce dernier
pendant les connections.
- Besoins d'une tête de tubage spéciale pour
prendre en compte l'extension du parasite sur le tubage.
8.5 Injection par Drill Pipe
C'est une solution très intéressante, elle
présente de nombreux avantages :
- Ne nécessite pas de grandes modifications par rapport
aux puits conventionnels. - Moins d'équipements et personnel
nécessaire sur chantier.
- La quantité de gaz à envoyer pour
alléger la colonne est moindre car puisque le point d'injection se
trouve plus bas, et donc l'expansion du gaz à travers la colonne va
faire qu'elle s'allège plus.
Cependant elle présente un certain nombre de
problèmes :
- La pression de fond ne peut pas être
contrôlée avec précision en cours de forage, il est
donc nécessaire d'appliquer les paramètres
optimaux dès le début de la phase en underbalance.
- En puits horizontal, le gaz a tendance à se
séparer du liquide et à gagner la partie superieur du trou, ce
qui crée un drawdown plus élevé à la partie
superieur du trou, qui peut entrainer un effondrement du trou.
91
Chapitre8- Solutions et Propositions
Fenêtre opérationnelle.
Dans le but de choisir les paramètres d'injection
adéquats débit de gaz et débit de liquide), il est
nécessaire de construire une certaine limite qui impose un ratio entre
ces deux débits, et ce dans but d'éviter certains
problèmes. Les différents problèmes rencontrés sont
:
· Problème d'instabilité des parois
(Collapse).
· Maintien de la condition d'underbalance.
· Problème de nettoyage.
· Problème de cavage (washout) dû à
l'érosion des parois.
La zone à l'intérieur de ce diagramme
représente l'ensemble des combinaisons de débit de gaz et de
liquide qui évite ces 4 problèmes. La construction du diagramme
se fait comme suit :
Limite droite. Représente le
problème d'instabilité des parois, dans le cas de l'UBD on parle
plutôt de collapse. L'estimation de la pression de collapse dans le cas
du puits passe d'abord par la détermination des contraintes horizontales
et verticale (chapitre 4)
La contrainte verticale est déterminée par
l'équation (4.1), par intégration d'un log de densité d'un
puits voisin sur la hauteur TVD du puits ONIZ-40.
On trouve a = 876.09 bars au TD (3437m), soit 0.255
bar/m.
~~
o -v
Et par application de l'algorithme section-4.5 au puits ONIZ-40,
on trouve :
= 0.7148 et ° = 0.7035 Soit
crH = 626.43 bars et ah =
616.32 bars
o -v
La valeur de ah = 616.32 bars = 8936.77 psi donne une
très bonne approximation par rapport aux valeurs proposées par
(Koceir, 2000) qui était de 8450 psi résultat d'une étude
sur l'influence des contraintes sur la fracturation hydraulique (voir
références), elle nous donne une erreur de 5.76%. On admet donc
que les valeurs trouvée sont correctes.
Le calcul de la pression de collapse s'est fait en utilisant
le modèle de Mohr-Coulomb (équation 4.5 et 4.6) et les
équations (4.17) et (4.18), on trouve
1c ttapse = 160.011 bars ce qui correspond à
un drawdown de 18.36% par rapport à la pression de réservoir.
L'étape suivante est de faire une simulation avec
Drillbench et de prendre pour chaque débit de liquide le débit de
gaz qui correspond à cette pression. (Figure 8.14)
Limite gauche. Cette limite peut
être définie de deux manières, c'est soir l'ensemble des
débits de liquide et de gaz qui sont capables de maintenir un
underbalance, soit on impose un drawdown précis, par exemple 7%.
L'ensemble est déterminé directement par simulation avec
Drillbench pour différents débits. (Figure-8.14)
92
Chapitre8- Solutions et Propositions
Limite inférieure. C'est la
limite de nettoyage des parois, une élaboration plus précise de
cette courbe pourrai faire l'objet d'une étude très
interessante.
Elle définit comme la capacité à remonter
les cuttings du fluide de forage, elle est calculée suivant
l'énergie cinétique du fluide.
E = 0.5Ym
g
Vm étant la vitesse du mélange
liquide/gaz et Ym la masse volumique du mélange.
Des études montrent (Guo, 2002) qu'une énergie
cinétique minimum de 3 lbf-ft/ft3 suffi à transporter
les cuttings jusqu'en surface dans des conditions de puits normales.
Et pour aller dans le cas le plus défavorable, on prendre
en compte seulement la phase liquide, car la phase gazeuse crée une
turbulence qui va aider à remonter les cuttings.
Et donc par calcul simple, avec un diamètre du trou de
6» et un diamètre extérieur des tiges de 31/2,
cette énergie cinétique correspond à un débit de
liquide de 423 l/min.
Figure 8.14 : Modélisation statique de la BHP et
illustration des pressions de collapse et de formation.
Limite supérieure. C'est la
limite de cavage par érosion des parois, il n'existe pas de
modèle pour modéliser le phénomène, les limites de
« washout » sont surtout basées sur l'expérience locale
de forage. Dans le cas du réservoir RaD2, qui est essentiellement
formé de quartzites, on considère que cette limite n'est pas
nécessaire à déterminer, les risques d'érosion
étant très faible.
93
Chapitre8- Solutions et Propositions
Construction du diagramme. Le diagramme
en prenant en compte les 4 limites présentées est illustré
dans la Figure 8.15, les deux lignes de balance et de 7% drawdown y sont
plotées.
Débit de liquide l/min
450
400
750
700
650
600
550
500
350
300
10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 55000
60000
Washout 7% Drawdown
Débit de gaz l/min
Figure 8.15 : Diagramme
opérationnel.
Le point indiqué sur le diagramme correspond à
(650,40000) est un point opérationnel, la simulation en dynamique est
présentée sur la figure 8.16.
Figure 8.16 : BHP en fonction du temps pour injection
par tiges.
La pression se stabilise à 180.1 bar, ce qui correspond
à un drawdown de 8.11% ce qui est acceptable.
Cependant en puits horizontal, le gaz a tendance à
adopter un écoulement stratifié, dans ce cas il faut
également examiner le régime d'écoulement, le plus
appréciable étant le régime à bulle
dispersées ou régime Slug, il faut à tout prix
éviter le régime stratifié (SS et SW). Il
présenté sur les Figures 8.17 et 8.18 un rappel sur les
différents régimes d'écoulement et les diagrammes pour
puits horizontaux et presque horizontaux, ce dernier point est essentiel car en
forage on ne peut pas avoir une horizontalité parfaite.
94
Chapitre8- Solutions et Propositions
Figure 8.17 : Différents régimes
d'écoulement pour conduites horizontales (Falcone, 2009)
Figure 8.18 : Diagrammes d'écoulement pour
conduites horizontales (Falcone, 2009)
Vérification du régime
d'écoulement. On va vérifier le régime
d'écoulement pour le cas (650,40000), d'abord il faut calculer le
débit de gaz dans les conditions de fond, à cause de la
compression, ce dernier voit son débit diminuer en quelque sorte. Pour
cela on applique la loi des gaz réels (équation 1.2), l'indice 1
représente les conditions en surface et 2 représente les
conditions au fond.
On prend P1 = 200 psi bar et P2 =2886 psi, T1=158°F et
T2=242.6°F,
Le facteur de compressibilité est déterminé
en utilisant l'abaque de Standing et Katz (Tarek, 2010) Figure-9.20, on trouve
Z1=1 et Z2=1.05. (Données pour l'azote : Température critique 227
R, pression critique 493.1 psi, Tarek, 2010)
On trouve un débit de gaz de 4.43m3/min.
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Chapitre8- Solutions et Propositions
On applique les équations (3.30) et (3.31) pour trouver
les vitesses superficielles du liquide et du gaz. En prenant une section
annulaire de 0.015322m2 et un diamètre de 6», le
diamètre hydraulique est de 0.128m et donc on a une section de
0.0128m2.
On trouve
*$! = 0.85./s et *$) = 5.76./s,
et ce sans prendre en compte le Holdup.
L'estimation du Holdup pour le cas présent est
présentée dans la Figure 8.19. On trouve un Holdup pour le
liquide de 53.53%.
En appliquant les équations (3.32) et (3.33), il en
résulte *! = 1.60./s et *) =
12.5./s
En mettant ces valeurs dans les diagrammes Figure 8.18, on
remarque qu'on est dans le régime Slug pour une inclinaison de 89°
et 90° et dans le régime en bouchons pour 91°.
Ces valeurs ne sont donc pas acceptables car elles occasionnent
une séparation entre le liquide et le gaz.
Il faut donc changer de paramètres. On prend un
deuxième point sur le diagramme 8.15 : (750,45000) et on refait les
calculs dans ce cas. Le Holdup dans ce cas est présenté dans la
Figure 9.19. Le Holdup est égal à 53.07% pour le liquide.
On trouve *! = 3.92./s et *) =
10.7./s.
Dans ce cas-ci, on entre dans le régime de bulles
dispersées pour 89° d'inclinaison. Et dans le régime Slug
pour 90° et 91°. Ce qui est acceptable.
Figure 9.19 : Evolution du Holdup pour le liquide avec
650 et 700 l/min de débit.
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Chapitre8- Solutions et Propositions
Conclusion. Une élaboration d'un
diagramme de référence pour le choix des paramètres
d'injection avec injection par tiges, en plus d'une vérification du
point choisi pour atteindre un régime de bulles dispersées,
pourrai se montrer comme un outil très intéressant pour
l'ingénieur spécialiste en UBD dans la conception et le suivi des
opérations.
Figure 8.20 : Abaque de Standing Katz pour la
determination du facteur de compréssiblité pour le
gaz
(Tarek, 2012)
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