Modélisation et optimisation du système de production du champ de Zarzaitine par le gaz lift

INSTITUT ALGERIEN DU PETROLE

Ecole de Boumerdès

Projet professionnel de fin de formation
Pour l'obtention du diplôme d'ingénieur spécialisé

En Production

Thème

Modélisation et optimisation du système de

production du champ de Zarzaitine par le gaz lift

Réalisé par : Suivi par :

M : LATRECHE Ibrahim Mr. BOUCHIKHI Brahim
M : KECHTA Mourad

Promotion : juin 2017

IBRAHIM

Dédicaces

Je dédie ce mémoire à ... Mon père

Aucune dédicace ne saurait exprimer l'amour, l'estime, le dévouement

et le respect que j'ai toujours eu pour vous.

Rien au monde ne vaut les efforts fournis jour et nuit pour mon éducation

et mon bien être.

Ce travail est le fruit de tes sacrifices que tu as consentis pour mon

éducation et ma formation

Ma très chère mère.

Affable, honorable, aimable : Tu représentes pour moi le symbole de la

bonté par excellence, la source de tendresse et l'exemple du dévouement qui

n'a pas cessé de m'encourager et de prier pour moi.

Ta prière et ta bénédiction m'ont été d'un grand secours pour mener à

bien mes études.

Ma très chère épouse.

Ton encouragement et ton soutien étaient la bouffée d'oxygène qui me

ressourçait dans les moments pénibles, de solitude et de souffrance.

Merci d'être toujours à mes côtés, par ta présence, Je prie dieu le tout

puissant pour qu'il te donne bonheur et Prospérité.

A mon frère DJALEL et mes soeurs.

A ce qui m'a aidé pour élaborer ce travail MOURAD.

Dédicaces

Quoi que de plus que de pouvoir partager les meilleurs moments de sa vie avec les êtres qu'on aime.

Arrivé au terme de mes études, j'ai le grand plaisir de dédier ce modeste travail :

A ma très chère mère, qui me donne toujours l'espoir de vivre et qui n'a jamais cessé de prier pour moi.

A 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.

A mes soeurs et mon frère

A toute ma grande famille, kechta

A mes meilleurs amis chacun à son nom.

A ce qui m'a aidé pour élaborer ce travail IBRAHIM.

MOURAD

Merci à tous.

Remerciements

Tout travail réussi dans la vie nécessite en

premier lieu la bénédiction de dieu, et ensuite l'aide et le support de plusieurs personnes.

Tout d'abord nous tenons à remercier notre promoteur Monsieur BOUCHIKHI BRAHIM qui nous a proposés et dirigé ce travail et nous a accordés toute sa confiance pour son esprit de recherche et ces commentaires efficaces.

Je remercie aussi M. DJEBROUNI chef département

E&P.

Sans oublier de remercier tous le personnel de Département gisement qui nous ont aidé de quel que soit la manière dans la réalisation de ce mémoire.

Nos remerciements aussi à tous les membres de

jury.

Résumé

L'exploitation naturelle d'un gisement de pétrole, c'est de ramener les hydrocarbures Jusqu'à la surface avec des conditions favorables, Parmi les techniques les plus fréquemment Utilisées le gaz-lift dont est une technique de production par injection de gaz pour optimiser La production, dans notre étude on a étudié l'influence de quelques paramètres qui influent sur l'optimisation d'injection de gaz lift, la quantité de gaz injecté, on a trouvé que l'optimisation de la quantité du gaz injecté est la plus Importante parmi les autres paramètres, sur le puits ZR13, ZR48, ZR154, ZR176, ZR178, ZR230.

The natural operation of oil is to bring oil to the surface with favorable conditions Among the techniques most commonly used gas-lift which is a technique for producing Injection gas optimize production, in our study we investigated the influence of some Parameters that affect the injection gas lift optimization, the amount of gas injected; it has been found that the optimization of the quantity of the injected gas is the most Important among the other parameters, on well ZR13, ZR48, ZR154, ZR176, ZR178, ZR230.

Table des Matières

Liste des abréviations

Liste des tableaux Liste des figures Liste des annexes

Introduction générale 1

Chapitre I : Généralité sur le champ de ZARZAITINE 3

I.1 Situation géographique 3

I.2 Historique de la région 4

I.3 Structure et réserves du gisement de zarzaitine 4

I.4 Propriétés physiques moyennes des réservoirs du gisement de Zr 7

I.5 Caractéristiques du réservoir dévonien f4 7

I.6 .Problèmes spécifiques au champ de zarzaitine 9

I.7 Installations de surface du champ de zarzaitine 9

Chapitre II : Activation des puits 10

II.1 Le pompage 10

II.1.1 Le pompage aux tiges 10

II.1.2 Le pompage centrifuge 11

II.1.3 Le pompage hydraulique 12

II.2 Le gaz lift 13

II.3 Comparaison entre le gaz lift et les autres modes d'activation 13

II.3.1 Pompes centrifuges 13

II.3.2 Pompes aux tiges 14

II.3.2.1 Points forts 14

II.3.2.2 Points faibles 14

II.3.3 Pompage hydraulique 14

II.3.3.1 points forts 14

II.3.3.2 Points faibles 14

II.4 Critères de choix d'un procède d'activation 14

Chapitre III : Présentation du gaz lift 16

III.1 Principe du gaz-lift 16

III.2 Types de gaz lift 18

III. 2.1 Classification suivant le mode d'injection 18

III.2.1.1 Gaz lift continu 18

III.2.1.2 Gaz lift intermittent 19

III.2.1.3.Comparaison d'utilisation de gaz lift continu et l'intermittent 19

III.2.2 Classification en fonction de la complétion 20

III.2.2.1.Gaz lift direct 20

III.2.2.2.Gaz lift indirect 20

III.2.2.3 Production par le casing et injection par le tubing 20

III.2.2.4 Tubing concentrique (concentrai tubing string) 21

III.2.3 Classification en fonction de circuit d'injection 22

III.2.3.1 Circuit fermé 22

III.2.3.2.Circuit ouvert 23

III .3 Avantages et Inconvénients 23

III.3.1 Avantages 23

III.3.2 Inconvénients 24

III.4 Facteurs a considéré dans la conception du gaz lift 24

III.4.1 La pression en tête de puits (well head pressure) 24

III.4.2 La pression de gaz à injecter 25

III.4.3.Profondeur d'injection de gaz 26

III.4.4 l'indice de productivité (IP) et l'effet skin (S) 26

III.5 Utilisation de gaz lift 27

III .5.1 Les puits à huile 27

III.5.2 Les puits à eau 27

III.5.3. Démarrage 27

III.5.4. Augmentation du débit 27

III.5.5. Mise en production des puits non éruptifs 27

III.5.6. Nettoyage de puits injecteur (Injecter clean up) 27

III.6 Les problèmes liés au gaz lift 28

III.6.1. Formation des hydrates 28

III.6.2.Érosion des équipements 28

III.6.3 L'émulsion 29

III.6.3.1 Mauvaise performance du puits 29

III.6.3.2 Problème de séparation eau/huile et gaz 29

III.7.Equipement de gaz lift 29

III.7.1 Equipements de surface 29

III.7.2. Equipements de fond 30

III.7.2.1.les mandrins 30

III.7.2.2. Autres équipements spécifiques 32

III.8.Principe général d'une vanne à gaz lift 33

III.8.1. vanne à servomoteur pneumatique à soufflet 33

III.8.2.Vanne à servomoteur mécanique à ressort 34

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits 35

IV.1 Inflow performance 35

IV.1.1 la perméabilité absolue 35

IV.1.2 l'indice de la productivité 36

IV.1.3 Inflow performance Relationship - IPR 37

IV.1.3.1 La méthode de l'IP : (l'indice de productivité) 37

IV.1.3.2 La méthode de VOGEL 39

IV.2 40

Vertical Lift Performance 40

IV.2.1 Les régimes d'écoulements 40

IV.2.2 Les variables influençant sur les pertes de charges 41

IV.2.3 Verticale corrélations flow 44

IV.2.3.1 Corrélation de Poettman et Carpenter 44

IV.2.3.2 Corrélation de Francher et Brown 45

IV.2.3.3 Corrélation de Beggs et Brill 46

IV.2.3.4 corrélation Hagedorn et Brown 48

IV.2.3.5 Corrélation de Petroleum Experts 51

IV.3 Le point de fonctionnement du puits 51

IV.4 PETROLIUME EXPERT PROSPER 52

IV.4.1 Définition 52

IV.4.2 L'organigramme de fonctionnement de PROSPER 53

Chapitre V : Modalisation et Optimisation 54

V.1.Modélisation des puits par PROSPER 54

V.2. Modélisation du puits (ZR230H) 54

V.2.1. Les données d'entrée 54

V.2.1.1. Les options du système 54

V.2.1.2 Les données PVT 54

V.2.1.3 Les données des équipements 56

V.2.2.Inflow Performance Relationship (IPR) 56

V.2.3 Le choix de corrélation du calcul de perte de charge 57

V.2.3.1 La courbe IPR-VLP (sans gaz lift) 58

V.3.Optimisation de gaz-lift 58

V.3.1.Les données d'entrée de gaz lift 58

V.3.2.La courbe de performance 59

V.3.3. Les défèrent courbes IPR-VLP avec plusieurs débits gaz lift 59

V.4. Modélisation du puits (ZR178) 61

V.4.1.Les données PVT 61

V.4.2. Inflow Performance Relationship (IPR) 62

V.4.2.1La courbe IPR de puits ZR178 62

V.4.3 Le choix de corrélation du calcul de perte de charge 63

V.4.4 La courbe IPR-VLP (sans gaz lift) 64

V.5.Optimisation de gaz-lift 64

V.5.1.Les données d'entrée de gaz lift 64

V.5.1.1 La courbe de performance 65

V.5.2. Les défèrent courbes IPR-VLP avec plusieurs débits gaz lift 66

V.5.3. les défèrent courbes IPR-VLP avec plusieurs water cat 67

V.6. Synthèse de l'optimisation 68

V.7.Design élévateur à gaz dans PROSPER 68

V.7.1.Stratégie de conception des vannes GL de ZR 147 (Work-over voir annexe 5) 68

V.7.2.Processus de conception de l'élévateur de gaz =1279.23psi et WC=20% 69

Conclusion générale et recomendation 74

Bibliographie 76

Liste des abréviations

AOF Absolute Open flow (Débit sortant maximum)

BBO Beggs & Brill Original

BBR Beggs & Brill Revised

BHFP Bottom Hole Flowing Pressure (Pression de fond dynamique)

C-Ordo Cambro-Ordovicien

D Dévonien

DR Dun & Ros

ESP Pompe Electro Submersible

F Carbonifère

FVF Formation Volume Facteur

Gas SG Gaz Specific Gravity

GLR Gaz Liquide Ratio (Rapport Gaz, Liquide)

GOR Gaz Oil Ratio (Rapport Gaz, Huile)

GUF Gas Utilisation Facteur

HBR Hagedorn & Brown

IP Indice de Productivité

IPR Inflow Performance Relationship

PCP Pompe à cavité progressive

PDC Pertes de charges

PVT Pression, Volume et Température

VLP Vertical Lift Performance

Water SG Water Specific Gravity WC

Water Cut (Teneur en eau)

WOR Water Oil Ratio (Rapport Huile, Eau)

Liste des tableaux

Tableau I 1:Données de Base des Réservoirs du gisement de ZARZAITINE 6

Tableau I 2:les propriétés physiques moyennes des réservoirs `'F4», `'F2» et CARBONIFERS 7

Tableau IV 1:régime d'écoulement 46

Tableau IV 2:facteur de correction d'inclinaison 47

Tableau V 1:Les données PVT 54

Tableau V 2:les donnes PVT de réservoir 56

Tableau V 3:Les données du gaz lift 58

Tableau V 4:Les données PVT 61

Tableau V 5:les donnes PVT ZR 178 62

Tableau V 6:Les caractéristiques du gaz lift injectent 65

Tableau V 7:Résultats de l'optimisation des six Puits 68

Tableau (V. 8):valve spacing results 73

Liste des figures

Figure I 1:Position Géographique de la région d'In Amenas 3

Figure I 2:champs pétroliers de la région d'in Amenas 3

Figure I 3:Carte Structurale au Toit du Réservoir Dévonien F4 5

Figure I 4:Stratigraphie du Gisement ZARZAITINE 6

Figure I 5:Coupe stratigraphique du Réservoir F4 du Gisement de ZARZAITINE 8

Figure II 1:Le pompage aux tiges 11

Figure II 2:Le pompage centrifuge 12

Figure II 3:Le pompage hydraulique 13

Figure III 1:optimisation de débit d'injection de gaz-lift. 17

Figure III 2:Evolution des pertes de charge en fonction du débit de gaz injecté 18

Figure III 3:Gaz lift continu et intermittent 19

Figure III 4:Gaz lift direct. 20

Figure III 5:Types de complétion parallèle, par tubing concentrique 21

Figure III 6:Gaz lift double 22

Figure III 7:Circuit fermé 23

Figure III 8:Circuit ouvert 23

Figure III 9:Profondeur d'injection de gaz 26

Figure III 10:A_ Mandrin conventionnel, B_ Mandrin à poche latérale 31

Figure III 11:Mandrins avec vanne concentrique 32

Figure IV 1:variation des pressions en tous rayons en fonction du temps 36

Figure IV 2:Évaluation de pressure drawdown 37

Figure IV 3:La courbe IPR 38

Figure IV 4:La variation de l'IPR sur la vie d'un puits 38

Figure IV 5:La courbe IPR de Vogel 40

Figure IV 6:Les régimes d'écoulement 41

Figure IV 7:influence de la taille de tubing sur les pertes de charge 42

Figure IV 8:influence de la densité sur les pertes de charge 42

Figure IV 9:influence de la viscosité sur les pertes de charge. 43

Figure IV 10:influence de GLR sur les pertes de charge 43

Figure IV 11:influence de WOR sur les pertes de charge 44

Figure IV 12:Inflow + Outflow performances 51

Figure IV 13:L'organigramme de fonctionnement de PROSPER 53

Figure V 1:Représente du Bo du puits ZR230H 55

Figure V 2:Représente GOR du puits ZR230H 55

Figure V 3:L'IPR de ZR230H 56

Figure V 4:Comparaison entre les corrélations 57

Figure V 5:La courbe IPR/VLP 58

Figure V 6:La courbe de performance 59

Figure V 7:VLP avant et après l'injection du gaz lift 60

Figure V 8:VLP/IPR AVEC PLUSIEURS WATER CAT 60

Figure V 9:Représente GOR du puits ZR178 61

Figure V 10:Représente du Bo du puits ZR178 62

Figure V 11:LA COURBE DU L'IPR de ZR178 62

Figure V 12:Comparaison entre les corrélations 63

Figure V 13:La courbe IPR/VLP 64

Figure V 14:La courbe de performance 65

Figure V 15:courbes VLP/IPR avec plusieurs débits gaz lift 66

Figure V 16:courbes IPR-VLP avec plusieurs waters cat 67

Figure V 17: Gas lift design input: Main screen 70

Figure V 18:Gaz lift design: Calculation screen 71

Figure V 19: Gas lift performance curve 72

Figure V 20: Gas lift design: PvD plot 73

Liste des annexes

Annexe 1:Affichages des résultats de la modélisation ZR48 77

Annexe 2:Affichages des résultats de la modélisation ZR13 80

Annexe 3:Affichages des résultats de la modélisation ZR154 84

Annexe 4:Affichages des résultats de la modélisation ZR176 88

Annexe 5:Programme de Work-Over ZR 147 91

1

Introduction générale

Introduction générale

Tout puits de production est foré dans le but d'cheminer les hydrocarbures du réservoir vers la surface .L'objectif de tous pays producteurs est de rechercher à récupérer le maximum des réserves en place en utilisant toutes les méthodes de récupération disponibles .parmi ces méthodes nous citons l'activation par Gas-lift qui est l'objectif de notre étude.

Le premier essor de cette technique était en 1797 par Carl Emanuel Loscher (ingénieur minier Allemand) qui a utilisé de l'air comprimé pour lifter le liquide en laboratoire, cependant l'application pratique de cette technique a été en 1846 par l'américain Cockford qui a activé quelques puits de Pennsylvanie par l'air comprimé.

Quelques temps plus tard, le développement technologique de l'industrie sur tous les niveaux a permis l'apparition de premier équipement spécifique pour le Gas-lift par l'américain Abear en 1865 et qui lui a donné le nom de Oïl injector ; à partir de cette dernière date l'activation par cette technique a connu un développement remarquable de point de vue technique et économique citons au titre d'exemple le succès rencontré dans le champs de Séminole en Oklahoma (de 1920 jusqu'à 1929) dans lequel on a utilisé le Gas-lift naturel .

Parallèlement au développement technique du Gas-lift des nombreux problèmes apparaissent tel que le choix de l'équipement convenable et la diminution des pertes de charge du à l'écoulement binaire du mélange gaz-huile dans le matériel tubulaire, une étude de performance du système de production se révèle éloquemment nécessaire pour optimiser les principaux paramètres d'injection du gaz (débit, pression et profondeur d'injection).

L'Analyse Nodale est le seul moyen qui nous permet d'atteindre cet objectif car elle tient compte des toutes les pertes de charge soit dans le réservoir lui-même ou dans le tubing. D'autre part ; elle nous permet d'étudier l'influence de variation d'un certain nombre des paramètres (PG_, water cat ; diamètre de tubing,...) sur l'efficacité d'injection du Gas-lift.

Dans ce cadre beaucoup des logiciels ont été élaborés pour étudier avec précision la performance de notre système en traçant des différents courbes (ex : L'IPR, VLP)

Introduction générale

Dans notre étude on a appliqué l'Analyse Nodale pour optimiser l'injection de Gaz-lift dans les puits (ZR230H ; ZR178...) au champ de ZARZAITINE en utilisant le logiciel IPM 03(PROSPER).

2

3

Chapitre I: généralité sur les champs de ZARZAITINE

Chapitre I : Généralité sur le champ de ZARZAITINE

I.1 Situation géographique

Le champ de ZARZAITINE est situé dans le bassin d`ILLIZI à 1600 Kms au sud -Est

d`Alger, à 35 kms à l'Est de la localité d'In Amenas, à proximité de la frontière libyenne (Voir Figures I 1& 2).

Figure I 1:Position Géographique de la région d'In Amenas

Figure I 2:champs pétroliers de la région d'in Amenas

Chapitre I: généralité sur les champs de ZARZAITINE

I.2 Historique de la région

Le gisement a été découvert en Novembre 1957 avec le forage du puits ZR1 dans le dôme de gaz. L`huile a été mise en évidence avec le forage du puits ZR2 en janvier 1958. L'exploitation du gisement commencé en 1960, Pour remédier à la chute de pression, due au soutirage et pour augmenter la production, ont été implantée des puits injecteur d'eau en 1965.

Le Mode d'activation par l'injection de Gaz lift et commencer 1985.

La productivité de ce réservoir a atteint sa valeur maximale en 1962 avec une production d'huile de 8,975 millions ?? soit un taux de récupération de 2.64% en suite on a Un déclin notable de la production d'huile est apparu durant la période allant de 1962 jusqu'à 1985.

Me A partir de 1985, le champ a continué de produire avec un débit stable de 4500 à 5000 m3/jour jusqu'à l'année 2003.

Actuellement, le gisement produit avec 83 puits d'huile de l'ensemble de tous les puits forés et/ou implantés, dont 79 puits exploités sur le `'F4», 3 puits sur le Carbonifère et un (01) puits sur le `'F2».Le nombre de puits injecteur sur le F4 est de 40 puits.

La production d'huile actuelle est de l'ordre de 2700 m³/j.

Le champ a été arrêté durant dix-huit mois à compter du mois de novembre 2009. Tous les puits (producteurs et injecteurs) ont été fermés suite à un problème technique survenu sur les installations de surface. Le redémarrage du champ a été le mai 2011, après rétablissement des installations de surface.

I.3 Structure et réserves du gisement de zarzaitine

La structure de ZARZAITINE se présente comme un monoclinal de 15 Km de long et de 7.5 Km de large tronqué par deux failles perpendiculaires, dont La figure 3, montre une carte structurale au toit du réservoir Dévonien F4.

4

Chapitre I: généralité sur les champs de ZARZAITINE

Figure I 3:Carte Structurale au Toit du Réservoir Dévonien F4

Le réservoir principal est le Dévonien inferieur F4 contient d'huile avec un chapeau de gaz et un aquifère périphérique. Avec Profondeur varie entre 1200 à 1400 m.

Les réserves d`huile en place ont été estimées à 340 x 106 m³ et le volume du gaz (Gaz cap) est de 6900 x 10⁶ m3. Ainsi que Les réservoirs Carbonifère et Dévonien F2, considérés Comme des réservoirs secondaires Avec un volume initial en place 27.80×10⁶ m3.

5

6

Chapitre I: généralité sur les champs de ZARZAITINE

Tableau I 1:Données de Base des Réservoirs du gisement de ZARZAITINE

Réservoir	Huile de Stockage en place (10à6Mà3)	GOC (cote absolu : m)	WOC (cote absolu : m)
A	3,42	28,1	23,6
B2a	1,735	70	38
B2b	1,272	66	40
B4	6	45	14
CARBO B6	2,101	31	10
B8	2,742	13	6,5
D4	1,808	-357	-378,5
Dévonien F2	7,392	-679	-707
Dévonien F4	339,3	-712	-980
Total	365,8

La figure I4 montre la colonne litho stratigraphie du Gisement de ZARZAITINE qui renferme des hydrocarbures des réservoirs Carbonifères, Dévoniens.

Figure I 4:Stratigraphie du Gisement ZARZAITINE

7

Chapitre I: généralité sur les champs de ZARZAITINE

I.4 Propriétés physiques moyennes des réservoirs du gisement de Zr

Le tableau ci-dessous montre les propriétés physiques moyennes des réservoirs `'F4», `'F2» et CARBONIFERS :

Tableau I 2:les propriétés physiques moyennes des réservoirs `'F4», `'F2» et
CARBONIFERS

Réservoirs	Unités	Epaisseur total Moyenne (m)	Epaisseur utile moyenne (m)	Porosité moyenne log (%)	Perméabilité moyenne carotte (md)
	V	12.9	3.2	20.9	59.8
	IV	5.3	4.8	23.7	493.6
	III	11.1	7.9	24.6	248.7
F4	II	13.8	9.5	23.9	104.9
	I	5.3	2.5	23.4	53.3
	Total	48.8	27.8
F2				20.2	85
	A	22	10	25.5	500
	B2a	6.7	1.7	25	123
	B2b	3.45	1.8	29	38
CARBO	B4	14.5	4.5	24.7	450
	B6	11	3	24	214
	B8	9	6	26.5	213
	D4	24	2.6	20	84

I.5 Caractéristiques du réservoir dévonien f4

L'épaisseur du réservoir F4 composé de grés à grains fins varie de 18 à 70 m. Il est subdivisé de bas en haut en Cinque (5) unités (Unité I, unité II, unité III, unité IV, unité V) comme il est montré dans la Figure I 5.

8

Chapitre I: généralité sur les champs de ZARZAITINE

Figure I 5:Coupe stratigraphique du Réservoir F4 du Gisement de ZARZAITINE

Le réservoir F4 est formé d`un ensemble argilo gréseux supérieur (Unité V) de caractéristiques extrêmement mauvaises ne participant pas à la production et d`un ensemble gréso-argileux (Autres Unités) présentant une grande hétérogénéité tant verticale qu`horizontale.

? Unité IV : banc de grés propres à grains grossiers.

? Unité III : grés à nodules et filets d`argile dont les qualités varient latéralement.

? Unité II : grés à grains fins et nodules argileux.

? Unité I : plus argileux et de faible perméabilité.

Les caractéristiques de l'huile du réservoir F4 sont bonnes de par sa faible densité (43

API) et viscosité (0.515 mPa.s). Le rapport (gaz / huile) de dissolution (Rsi) initial est de 82.5

m3/m3.

Les pressions initiales et de saturation à la côte de référence (-835 m) sont

respectivement 124.5 et 116.9 kgf/cm2.

La température de fond est de : 81 °C à l'interface Gaz-huile à -712 m. 84 °C au

milieu du réservoir à -835 m. 88 °C à l'interface huile-eau à -980 m.

9

Chapitre I: généralité sur les champs de ZARZAITINE

I.6 .Problèmes spécifiques au champ de zarzaitine

Le contrôle de fond par des puits par Wire-Line sur le champ de ZARZAITINE indique la présence des dépôts sur les parois de la colonne de production 2" 3/8 ou 2" 7/8 ou sur les fonds des puits, Ces dépôts sont essentiellement :

? Sulfate de baryum (qui résulte de l'incompatibilité de l'eau injectée et l'eau du réservoir) à l'état pâteux ou solide au tubing et/ou aux fonds des puits (en face les zones de production).

? Sel aux parois des colonnes de tubing.

? Paraffine aux parois des colonnes de tubing.

? Bouchage des perforations avec sable a couse de l'écoulement des hydrocarbures dans un milieu poreux non consolidé.

? Venues d'eau ou percées d'eau : on a une arrivée de l'eau sur la majorité des puits de ZARZAITINE, ce phénomène a été provoqué par un balayage non uniforme à partir des puits injecteurs.

I.7 Installations de surface du champ de Zarzaitine

Huit (08) centres satellites de séparation (dont 07 centres en activité), et 10 séparateurs en ligne FWKO (Free Water Knock Out), pour éliminer les quantités d'eau libre et assurer une meilleure qualité de brut.

Un centre de stockage et d'expédition d'huile (C4) de capacité de 30000 m3, est composé de 02 bacs de 10000 m3 chacun et de 02 bacs de 5000 m3 chacun.

Un Centre Principal d'Injection d'Eau (CPIE) composé de 02 Bacs tampon de 2200 m3 chacun et 01 séparateur diphasique.

Un centre de traitement des eaux huileuses (CTE) de capacité de 11000 (m3/j).

Une unité de récupération des gaz torchés (FGL) des centres Huile et Eau en vue traitement, compression et réutilisation comme gaz lift pour les puits.

10

Chapitre II : Activation des puits

Chapitre II : Activation des puits

Introduction

On dit qu'un puits est non éruptif lorsqu'il ne débite pas en surface par sa propre énergie, donc la pression de gisement est inférieure ou égale à la contre pression exercée par la colonne du fluide présente dans le puits, L'activation des puits permet la production des puits non ou insuffisamment éruptif, elle concerne principalement les puits d'huile.

L'activation peut s'imposer dès le début d'exploitation lorsque le gisement ne renferme pas assez d'énergie pour relever le fluide depuis le fond jusqu'aux installations de traitement ou lorsque l'indice de productivité du puits est juge insuffisant.

Dans le monde l'activation qui concerne 75% des puits à huile hors USA, et 90% USA inclus, est réalisée principalement sous deux formes de procédés :

? Relevage mécanique par le pompage.

? Allègement du fluide par mélange de gaz injecté dans la partie basse de la colonne de production ou gaz lift.

II.1 Le pompage

Une pompe placée sous le niveau dynamique de fluide dans le puits relève le brut jusqu'en surface, c'est un procédé mécanique utilisé généralement dans les puits qui sont pas profonds. Il existe plusieurs types de pompe, les modes les plus répandus dans le monde sont :

II.1.1 Le pompage aux tiges

Une pompe volumétrique de fond est actionnée depuis la surface par l'intermédiaire de tige et d'un système de va-et-vient (tête de cheval). Figure II 1.

Son principe de fonctionnement est simple, la pompe volumétrique de fond est équipée par deux clapets l'un fixe l'autre mobile qui ont une sorte des bulles qui jouent le rôle d'un clapet anti-retour, leur fermeture et ouverture se base sur

La différence de pression en amont et en aval, le clapet mobile est actionné depuis la surface par l'intermédiaire d'un tige, la descente de ce tige fait augmenter la pression de l'effluent qui se trouve à l'intérieur de la chambre ce qui permet l'ouverture de la bulle supérieure et la remontée de l'effluent dans le tubing jusqu'à l'égalisation des pressions. Au cours de la remontée de tige il y'aura un dégagement de l'effluent qui se trouve dans le tubing et une diminution de celui qui se trouve dans la chambre et par la suite l'ouverture de la bulle inferieure ce qui permet de l'effluent d'occuper la chambre, et ainsi de suite l'opération se fait.

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Chapitre II : Activation des puits

Figure II 1:Le pompage aux tiges II.1.2 Le pompage centrifuge

La pompe centrifuge multi-étage est reliée par l'intermédiaire d'un protecteur à un moteur électrique submergé, le tout pendu au bout de tubing. Un câble électrique, fixé par des colliers à l'extérieur du tubing, alimente le moteur. La pompe et le moteur peuvent être placés à n'importe quelle profondeur, ceux-ci étant conçus pour fonctionner aux pressions que l'on peut rencontrer dans le puits. Il existe d'autre type comme ; le pompage rotatif, pompage hydraulique mais ils ne sont pas couramment utilisés.

Ce type est représenté dans la figure II 2.

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Chapitre II : Activation des puits

Figure II 2:Le pompage centrifuge II.1.3 Le pompage hydraulique

Une pompe de surface permet d'envoyer, par un tubing d'alimentation, l'huile motrice dans un moteur à piston double effet situé en fond de puits ; un tiroir permet d'envoyer cette huile alternativement dans la chambre supérieure ou inferieur du cylindre moteur. Le piston moteur est couplé au piston double effet de la pompe. Le fluide moteur et l'effluent produit remontent généralement ensemble par un même tubing de production (concentrique au tubing d'alimentation) ou éventuellement par des conduits séparés. Quand le fluide moteur et l'effluent produit sont mélangés à la remontée, on prélève une partie de l'huile dans le bac de

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Chapitre II : Activation des puits

stockage pour la réinjection dans le circuit moteur. Le principe de ce type de pompage est représenté dans la figure II 3.

Figure II 3:Le pompage hydraulique

II.2 Le gaz lift

C'est le mode d'activation le plus répandu et le plus performant dans le monde, son

principe est basé sur l'allègement de la colonne hydrostatique en injectant un gaz sous le niveau dynamique du fluide à travers des vannes conçues pour cet effet.

II.3 Comparaison entre le gaz lift et les autres modes d'activation

Dans la comparaison entre le gaz lift et les autres méthodes d'activation, on va citer les

différents points forts et faibles de chaque type devant le gaz lift. II.3.1 Pompes centrifuges

II.3.1.1 Points forts

1) Peut atteindre des pressions de fluide en écoulement plus basse (Botton hole folwing

pressure).

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Chapitre II : Activation des puits

2) Possèdent un rendement plus élevé.

3) Electricité plus facile à produire que le gaz.

II.3.1.2Points faibles

1) Ne peut pas produire en l'existence de gaz libre dans l'effluent, même si la GLR est

très faible.

2) Peu flexible à l'exception des puits avec variation de vitesse.

3) Accès au réservoir nécessite des complétions complexes.

4) Pannes plus fréquentes.

II.3.2 Pompes aux tiges

II.3.2.1 Points forts

1) Adaptées aux puits isolés.

2) Meilleur rendement surtout pour les huiles lourdes.

3) Electricité plus facile à produire que le gaz.

II.3.2.2 Points faibles

1) Répartition plus difficile.

2) Pas adaptés au grand volume de produit.

3) Peu flexible à l'exception des puits avec variation de vitesse.

II.3.3 Pompage hydraulique

II.3.3.1 points forts

1) Adapte aux profondeurs importantes et aux puits déviés.

2) Fluide moteur pouvant servir de fluide porteur par l'injection d'un additif.

3) Facilité de modification de la taille et de la cadence de la pompe pour s'adapter aux conditions de puits.

II.3.3.2 Points faibles

1) Investissement en équipement et entretien assez couteux.

2) Essai de puits posant un problème, en particulier en ce qui concerne l'évaluation des fluides produits.

3) Usure de la pompe relativement rapide.

II.4 Critères de choix d'un procède d'activation

Le choix entre les différentes méthodes d'activation des puits exige certaine étude

technique et économique, qui permet en fin de réaliser un projet rentable, du côté

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Chapitre II : Activation des puits

économique, le problème qui se pose c'est de déterminer quel système d'activation permet de récupérer l'huile le plus vite et avec une grande quantité, et à moindre coût.

Pour ce qui concerne le côté technique, on doit au préalable, et sans priori d'étudier les différents procédés possible, et de déterminer quel est parmi eux qui est le plus compatible avec les spécifications de production requises, pour cela, il est nécessaire de prendre en considération les points suivants :

1) La source d'énergie nécessaire au procédé, sa disponibilité (gaz, électricité,.....), et son rendement énergétique.

2) La faisabilité de procédé, c'est-à-dire de voir est-ce qu'il répond aux exigences d'exploitation avec ses propriétés ; tel que : le débit de liquide à produire, hauteur de refoulement pour les pompes, profondeur de puits, pression de fond, ...etc.

3) Diverses contraintes d'exploitation qui proviennent notamment des facteurs suivants : ? Environnement générale : normes de sécurité, environnement industriel ou civile, puits isolés ou non, ....

? Architecture de puits (complétion) : la place disponible pour mettre les différents dispositifs d'activation, nombre de niveaux à exploiter séparément, profondeur de puits.

? Caractéristiques de l'effluent à produire : température, WOR GOR, GLR, la viscosité de fluide, constituants corrosifs, sable....

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

Chapitre III : Présentation du gaz lift

Introduction

Le gaz lift est une technique de production par injection de grande quantité de gaz au niveau des puits producteurs d'huile la pression de fond en écoulement du réservoir, pour produire le maximum de perte de charge le long de la colonne de production.

III.1 Principe du gaz-lift

Le gaz-lift est une technologie d'activation, permettant la mise en production d'un puits non ou insuffisamment éruptif par diminution de la contre pression hydrostatique entre le fond et la surface.

Comment diminuer cette contre pression ?

Pour cela on a la possibilité d'agir sur la densité ou la hauteur statique puisque :

(III.1)

Dans le Gaz-lift, on agit sur la densité, le poids volumique d'un gaz est faible par rapport à celui d'un liquide. Si on mélange du liquide avec du gaz, on obtient un poids volumique entre le gaz et le liquide d'autant plus faible que la proportion du gaz dans le mélange sera plus élevée. Donc l'injection du gaz va agir sur la densité du fluide du puits de façon à rétablir la condition :

(III.2)

En maintenant l'injection du gaz (en continu) le puits se met à produire comme s'il était éruptif.

La quantité de gaz à injecter ne doit pas dépasser une limite au-delà de laquelle son efficacité diminue. On parle de GLR optimum.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

Figure III 1: optimisation de débit d'injection de gaz-lift.

Durant le parcours de fluide depuis le réservoir jusqu'à la tête de puits qui atteint en général plusieurs kilomètres, son énergie initial présenté par une grande valeur de pression sera perdue sous forme de pertes de charge. Ces pertes de charge sont la somme de deux facteurs :

? des pertes par friction de l'effluent sur les parois du tubing.

? le poids hydrostatique de l'effluent (gaz, eau et huile) dans le tubing.

Le gaz-lift permet d'augmenter la production d'un puits en réduisant les pertes de charge en injectant du gaz dans le tubing à travers le point le plus profond possible. Ceci aura deux effets opposés :

? L'augmentation des pertes par friction (effet négatif). ? La diminution du poids de la colonne (effet positif)

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

Figure III 2:Evolution des pertes de charge en fonction du débit de gaz injecté

La figure ci -dessus donne l'évolution des pertes de charge en fonction de GLR, Le minimum des pertes de charge totale correspond à un GLR optimum.

L'injection de gros volumes de gaz est un problème pour les lignes et les installations de surface. Ce gaz doit être transporté vers la station et doit être séparé. Il ajoute donc des pertes de charges dans les pipelines qui peuvent perturber des producteurs voisins. De plus, quand le volume de gaz disponible sur un champ est limité, il faut le manager entre tous les puits afin de produire le maximum d'huile. Tous les puits ne seront pas à leur « GLR optimum » mais à leur « GLR économique ».

Pour cela il faut bien déterminer la quantité de gaz à injecter pour obtenir la production optimale.

III.2 Types de gaz lift

III. 2.1 Classification suivant le mode d'injection III.2.1.1 Gaz lift continu

Le gaz lift est réalisé par une injection de gaz d'une manière continue, à pression et débit biens déterminés, à la base de colonne de production, ce gaz allège le poids volumique

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

du fluide dans celle-ci et permet au mélange ainsi constitué de remonter en surface, le puits redevenu éruptif . Voir la figure(III.3).

III.2.1.2 Gaz lift intermittent

Il se fait par une injection intermittente et à forte débit d'un volume déterminé de gaz

sous pression dans la partie basse de la colonne de production, de façon à chasser vers le haut le fluide qu'elle contient.la pression sur la couche se diminue, celle-ci se met à redébiter et le liquide qui s'accumule au-dessus du point d'injection sera chassé de la même façon et ainsi de suite. Voir la figure III 3.

Figure III 3:Gaz lift continu et intermittent

III.2.1.3.Comparaison d'utilisation de gaz lift continu et l'intermittent

En général, le gaz lift continu convient aux puits à bon indice de productivité (IP = 1

m3/ j / bar), par contre le gaz lift intermittent c'est plus adapté aux puits à faible indice de

productivité (IP = 1 m3 / j /bar).

D'une façon pratique, on constate que :

? Le gaz lift continu et bien adapté pour les débits liquides de 30 à 3000 m3/j.

? Le gaz lift intermittent est utilisé pour des débits inférieurs à 80 m3/j.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

? Dans la phase de recouvrement 30 à 80 m3/j, on préfère faire produire un puits à faible IP en diminuant le diamètre de la colonne de production au profit de l'augmentation de la vitesse de remontée du fluide.

? Le gaz lift intermittent est la seule technique de gaz lift possible dans les puits bons producteur mais à faible pression de fond pour cause de pression de gisement faible au départ ou puits fortement dépités.

? En résumé, dans le domaine de gaz lift 95% des puits produisent par gaz lift continu.

III.2.2 Classification en fonction de la complétion

III.2.2.1.Gaz lift direct

Dans ce cas l'injection de gaz se fait par l'annulaire (tubing-casing), et la production par le tubing, c'est le mode le plus répandu puisque il permet de faire une meilleure optimisation et manipulation de l'équipement. Voir la figure III 4.

Figure III 4:Gaz lift direct.

III.2.2.2.Gaz lift indirect

Dans ce cas la méthode d'injection se diffère à la précédente (Méthode Gaz lift direct)

et même la production.

III.2.2.3 Production par le casing et injection par le tubing

Cette technique convient au débit d'injection plus grand, Ces derniers cas présentent

des sérieux défauts tels que

? Il est possible de faire des mesures sur le cotés effluent. ? Nécessite un très grand volume de gaz.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

? Le design de l'équipement est très spécial. ? N'est pas adapté au gaz lift intermittent.

III.2.2.4 Tubing concentrique (concentrai tubing string)

L'injection de gaz se fait par un concentrique (macaroni) descendu dans le tubing, généralement à partir d'une opération snnubing, et la production se fait par l'espace annulaire tubing-macaroni, cette méthode est mieux adaptée au débit d'injection plus grand et à la complétion plus de 4. Ø Voir la figure III 5b.

1-Gaz lift parallèle

Ce mode de production est pour les complétions doubles, il possède les même inconvénients que le précèdent au niveau de la mise en place de la complétion, le gaz est injecté dans le tubing alors que second produit, il est utilisé dans le cas où : ? Le gaz d'injection corrode le casing.

? Arrêt de production de l'un des niveaux où la conversion de leur tubing.

? Comme injecteur de gaz lift (Voir la figure III 5a.

Figure III 5:Types de complétion parallèle, par tubing concentrique 2 -Gaz lift double

Pour les complétions multiples, où on veut exploiter deux niveaux d'une manière séparée, le problème de ce type de gaz lift se réside dans L'encombrement surtout au niveau des vannes. Voir la figure III 6.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

Figure III 6:Gaz lift double

3-Auto gaz lift

Ce type de gaz lift représente un cas très particuliers, puisque il est lié au type de complétion et à la nature de réservoir (existence d'un gaz cup), dans ce cas la source de gaz de l'injection est sous terrain, des perforations au droit de la zone gaz cup au niveau de lainer permettent l'écoulement de gaz dans l'espace annulaire, et par conséquent il va jouer le même rôle que le gaz injecte depuis la surface.

III.2.3 Classification en fonction de circuit d'injection

Le gaz injecté provient soit du GOR de formation du gisement d'huile considéré, soit de puits à gaz voisin. Soit de puits à gaz disponibles dans le voisinage, et on distingue :

III.2.3.1 Circuit fermé

Le gaz qui a servi au gaz lift est récupéré à la sortie des séparateurs après le passage par des phases de traitement, il est ré-comprimé par une batterie de compresseurs et réinjecté dans les puits. Voir la figure III 7.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

Figure III 7:Circuit fermé

III.2.3.2.Circuit ouvert

Du gaz traité provenant d'un gisement de gaz utilisé pour le gaz lift. Apres utilisation,

ce gaz est brûlé à la torche ou commercialisé. Voir la figure III 8.

Figure III 8:Circuit ouvert

III .3 Avantages et Inconvénients

III.3.1 Avantages

· Bien adapté aux débits moyens ou élevés.

· Bien adapté aux puits à un bon IP et pression de fond relativement élevée.

· Applicable pour des puits ayant un GLR relativement élevé.

· Le gaz-lift est très flexible : le débit de gaz est facilement ajustable depuis la surface.

· Les vannes de gaz-lift sont récupérables au câble à faible coût.

· Il est possible de commander le puits à distance par télémétrie

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

· Investissement initial pouvant être bas si une source de gaz à haute pression est disponible.

· Possibilité d'injecter un additif (inhibiteur de corrosion par exemple) en même temps que le gaz.

· Permets de démarrer le puits.

· adaptation sur puits déviés.

· utilisation possible du gaz produit sur place.

III.3.2 Inconvénients

· Volumes de gaz pouvant être excessive pour les puits à fort pourcentage d'eau.

· Pas applicable dans un casing en mauvais état.

· Manipulation du gaz à haute pression, ce qui peut être coûteux et comporte des risques (sécurité).

· Problèmes de moussage pouvant être augmenté.

· Rendement assez faible dans les puits profond.

· Nécessité de pressions de fond pas trop faibles, sinon il faudra changer la méthode d'activation en fin de vie du puits.

· Nécessite de traitement en cas de formation des hydrates il y aura nécessité de traiter le gaz soit par déshydratation soit par injection du méthanol.

· Si le gaz est corrosif, il faut soit le traiter, soit mettre en place des complétions en aciers spéciaux. Ce qui augmente le coût de l'investissement.

III.4 Facteurs a considéré dans la conception du gaz lift

Avant d'entamer un projet ou une étude d'équiper un puits en gaz lift, il faut prendre en considération certains facteurs qui peuvent influer sur cette opération, parmi les majeurs facteurs on peut citer :

III.4.1 La pression en tête de puits (well head pressure)

La mise en production d'un puits exige une certaine pression en tête, ce dernier est en fonction des réseaux de collectes et de pression des jonctions (manifolds).

Et plus la pression en tête est faible, plus le gaz lift est efficace, et chaque fois la pression de tête est grande on doit injecter plus de gaz pour vaincre les pertes de charges et la pression de tête, c'est pour ça la pression de tête est très important, elle influe directement sur deux paramètres essentielles de gaz lift, qui sont la pression d'injection et le débit à injecter.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

III.4.2 La pression de gaz à injecter

La pression de gaz à injecter affecte le nombre des vannes de décharge, ainsi une injection avec pression élevée peu permettre de fonctionner sans vannes de décharge (single point) ce qui simplifie grandement la conception exploitation et la maintenance de puits. Si la pression disponible est faible, il est utile de pouvoir l'augmenter pendant quelques heures de 10 à 15 Bars pour démarrer le puits (kick off the well).

La formule la plus utilisée pour la détermination de la pression d'injection en surface est celle de R.V.SMITH, elle consiste à calculer les pertes de charges dans les conduites verticales en se basant sur plusieurs paramètres.

? Formule de R.V.SMITH

( )	(III.3)

Ou : Qg : débit de gaz injecté en (m3/j) X : la profondeur d'injection en(m)

S = 0.0685 * . (III.4)

T : Température moyenne en °K.

P2 : pression d'injection au fond, en bar

P1 : pression d'injection en surface, en bar

É : coefficient de frottement, il est en fonction de Re et (E/ d).

S : le skin

= .(III.5)

Avec : Qg en (m3/h)

( E / d ) déterminé à l'aide d'une abaque.

Z : facteur de compressibilité.

ãg : densité de gaz.

La pression d'injection au fond c'est la pression sous laquelle le gaz arrive au point

d'injection, elle est choisie de telle façon à éviter l'adsorption de l'effluent par la formation.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

III.4.3.Profondeur d'injection de gaz

Plus le point d'injection est profond, plus le gaz lift est efficace. La détermination de ce point se fait à partir des calculs sur le gradient de pression de fluide dans le puits en débit. La figure suivante représente la détermination le point d'injection.

Figure III 9:Profondeur d'injection de gaz

III.4.4 l'indice de productivité (IP) et l'effet skin (S)

La productivité d'un puits dépend directement de la pression de fond dynamique, le gaz lift et comme les autres méthodes d'activation des puits abaissent cette pression, donc le gaz lift est affecté par l'indice de productivité.

L'effet est confirmé dans les puits possédant un IP important où le gaz lift amène des débits spectaculaires.

L'effet « skin » ou colmatage de puits, c'est l'endommagement du voisinage de trou, il est lié généralement au filtrat de la boue de forage et d'autre paramètres. L'effet « skin » est une perte de charges supplémentaire dans le réservoir, il réduit directement l'indice de productivité et par conséquent affecte l'activation par gaz lift.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

III.5 Utilisation de gaz lift

Le gaz-lift offre de nombreuses applications et environ 20 % des puits en production dans le monde sont concernés par ce mode d'activation.

III .5.1 Les puits à huile

L'application principale du gaz-lift dans ces puits est d'augmenter la production des champs déplétés. De plus en plus souvent, il est utilisé dans des puits encore éruptifs et même des puits neufs.

III.5.2 Les puits à eau

Afin de produire des volumes importants d'eau qui peuvent être nécessaires pour divers usages tels que la réinjection dans un réservoir à huile ou l'usage domestique. Il n'y a pas de différence entre un design de gaz-lift pour puits à huile et pour puits à l'eau. Les puits peu profonds utilisent souvent de l'air plutôt que du gaz (air lift).

III.5.3. Démarrage

Il arrive parfois qu'un puits, même éruptif, n'arrive pas à redémarrer après neutralisation.

Il doit être alors activé pour pouvoir reprendre son éruptive.

III.5.4. Augmentation du débit

Pour les puits souffrant d'un déclin de la pression mais pouvant encore produire sans avoir recours à l'activation, et qui sont caractérisés par un GOR ou GLR naturellement inférieur relativement à la moyenne, le gaz-lift permettra d'augmenter leur production par rapport à la production naturelle.

III.5.5. Mise en production des puits non éruptifs

Dans le cas d'un puits incapable de débiter de sa propre énergie (déplété), le gaz lift consistant à injecter du gaz allégeant la colonne hydrostatique, entraîne une réduction de la pression de fond et facilite la circulation de l'effluent et sa remontée dans le tubing.

III.5.6. Nettoyage de puits injecteur (Injecter clean up)

Les puits injecteurs ont besoin d'être périodiquement dégorgés puis mis en production pour les nettoyer et éliminer des particules qui encombrent les perforations sur la formation. Cette opération, dans le cas d'une installation comprenant une source de gaz à haute pression et des mandrins, et assurée par un passage du puits en gaz-lift. Elle est souvent couplée avec un nettoyage à l'acide.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

III.6 Les problèmes liés au gaz lift

L'exploitation des puits activés par le gaz-lift rencontre plusieurs problèmes qui rendent la réalisation de l'opération les principaux problèmes sont :

III.6.1. Formation des hydrates

La baisse de la pression lors du passage du gaz par la duse ou vanne, conduits à une diminution de la température, qui peut amener le système dans les conditions telles qu'il y ait cristallisation de l'eau (gazoline), cette formation des hydrates est due a la présence des gouttelettes d'eau dans le gaz.

La formation de ces blocs de cristaux au niveau de la duse empêche le passage du gaz, qui se traduit par l'arrêt du puits, elle se manifeste énormément en hiver.

La formation des hydrates provoque la perte de production, pour cela doit être prise les préventions suivants :

? Un traitement mécanique ayant pour but d'extraire l'élément principal qui suscite ce problème (l'eau).

? Un traitement thermique permet d'élever la température du gaz par mise en place d'un échangeur de chaleur.

? L'incorporation à l'eau de substances telles que le méthanol et le glycol qui agisse sur le point de fusion des corps solides (hydrates).

? La mise en place d'une Duse de fond pour les puits qui ont un concentrique.

III.6.2.Érosion des équipements

L'érosion est un phénomène indésirable créé par l'action physique des molécules du gaz contre les parois du milieu de l'écoulement, quand la vitesse du gaz est élevée ces actions sont très actives, les forces de frottement et les chocs entre l'équipement subit des variations métalogique, ainsi que l'agrandissement du diamètre intérieur des duses utilisées pour les réglages du débit.

Les molécules du gaz fraisent la duse à ses parois intérieures, le débit de gaz injecté augmente avec l'agrandissement du diamètre de passage.

Ces variations influentes négativement sur le débit d'huile produit, le volume de gaz soit important par rapport à celui de l'huile, il se produit alors des pertes de charges par glissement et la formation de la mousse qui représente un problème dans la séparation.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

III.6.3 L'émulsion

L'émulsion est favorisée par le ratio gaz lift injecté / huile mais aussi par les impulseurs des PCI. Le risque est plus fort avec un BSW élevé, un brut paraffinée, la production de sable, une injection d'inhibiteur de corrosion, une production de condensats. L'émulsion peut induire plusieurs problèmes :

1) Une mauvaise performance du puits

2) Problème de séparation eau/huile et gaz

III.6.3.1 Mauvaise performance du puits

L'émulsion augmente significativement les pertes de charge le long du tubing. En cas de puits instable, cette perturbation se rajoute à la perte de production due à l'instabilité.

De plus, pour le gaz lift, l'augmentation de la contre pression dans le tubing rend plus difficile ou même impossible le transfert de l'injection gaz lift à la vanne de service.

L'injection reste en surface ce qui réduit encore l'efficacité et la production du puits. Une émulsion forte, si elle n'a pas été prévue, peut empêcher une pompe PCI de débiter. Il faut dans ce cas, prévoir une injection par liner de dés émulsifiant à l'aspiration de la pompe.

III.6.3.2 Problème de séparation eau/huile et gaz

L'émulsion rend difficile la séparation eau / huile spécialement pour les brut paraffinées. Cela peut induire de plus fortes teneurs en hydrocarbures dans l'eau rejetée.

Une émulsion sévère induit aussi du moussage et des difficultés de séparation gaz - liquide. Cela peut entrainer des risques de déclenchement de séparateur, ou induire un carryover de l'huile avec le gaz ce qui peut affecter la qualité du fuel gaz.

III.7.Equipement de gaz lift

III.7.1 Equipements de surface

L'équipement de surface se compose de ; dispositifs de mesure, dispositifs d'injection, et la ligne de gaz lift qui permet l'acheminement de gaz d'injection depuis la source jusqu'au puits, cette ligne renferme plusieurs vannes qui permettent en générale, l'isolement d'une partie ou l'ouverture à la torche suivant leur emplacement

III.7.1.1 Dispositif d'injection

Représenté par une Duse réglable placée sur la conduite d'arrivée du gaz avant la vanne d'annulaire, permet d'assurer et de régler le débit de gaz injecté.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

III.7.1.2 Dispositif de mesure

En surface le système d'injection doit être équipé par de dispositifs de mesure, et ceci pour le bon fonctionnement du système de gaz lift, les paramètres à mesurer sont la pression et le débit d'injection

Les dispositifs de mesure sont les manomètres (pour mesurer les pressions tbg et csg), et un dispositif de mesure de débit représenté par l'orifice de DANNIEL et un enregistreur de type BARTON.

III.7.2. Equipements de fond

L'équipement de fond comprend les mandrins, les vannes de gas lift et autre équipements spécifique à usage particuliers.

III.7.2.1.les mandrins

On peut trouver principalement trois types de mandrins :

1) mandrins conventionnels ;

2) mandrins à poche latérale (side pocket mandrel) ;

3) mandrins pour vannes concentriques.

1) Mandrins conventionnels :

Ils sont fabriqués à partir d'élément de tubing. Les vannes et les clapets anti-retour sont vissés avant la descente à la base d'un réceptable qui percé d'un canal permettant au gaz de passer de l'annulaire vers le tubing.

Ce type de mandrins est le plus ancien il présente plusieurs inconvénients, car toute opération de repêchage ou de maintenance exige un WO, il est utilisé surtout en USA avant l'invention des mandrins à poche latérale, où les puits sont assez profond (WO ne coûte pas très chère).

2) Mandrins à poche latérale

Cette technologie des mandrins est inventée par le constructeur Américain CAMCO en 1954, et associée au développement de wireline. Incorporé dans le train de tubing, les mandrins sont descendus vides ou avec des vannes de test au cours de l'équipement de puits. Ensuite, l'emplacement ou le repêchage des vannes se fait depuis la surface à l'aide de wireline.

Chapitre III : Présentation du gaz lift

A

B

Figure III 10:A_ Mandrin conventionnel B_ Mandrin à poche latérale

3) Mandrins avec vanne concentrique

Ces mandrins sont équipés d'une vanne concentrique où le passage du gaz se fait vers

celle-ci de l'annulaire.

La vanne concentrique peut :

? soit être intégré au mandrin ;

? soit être mise en place par travail au câble.

Ces mandrins avec vanne concentrique peuvent permettre de résoudre certains

problèmes tels que problèmes d'encombrement en complétion multiple, ....

31

32

Chapitre III : Présentation du gaz lift

Figure III 11:Mandrins avec vanne concentrique

III.7.2.2. Autres équipements spécifiques Parmi ces équipements on a :

1) Clapet anti-retour

Placé à la base de tubing, son rôle est d'empêcher le retour de fluide dans la formation il est indispensable en gas lift intermittent lorsque les puits sont fortement déplétés.

2) Sécurité annulaire

Particulièrement aux puits offshore. Elle permet d'assure la sécurité de l'annulaire où le volume de gaz est important.

3) Tubing spool

Équipé à sa base d'un joint isolant permet d'assurer que l'annulaire sous pression ne puisse créer un quelconque danger au dernier casing.

III.7.2.3 les vanne de gaz lift

Les vannes de gaz lift sont des injecteurs de gaz qui fonctionnent comme des vannes

régulatrices tout ou rien.

Une vanne comprend deux parties :

? la vanne proprement dite ;

? le verrou de positionnement dans le mandrin port vanne.

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Chapitre III : Présentation du gaz lift

III.8.Principe général d'une vanne à gaz lift

Le corps de la vanne est en acier inoxydable. A l'intérieur un clapet hémisphérique en carbure de tungstène ouvre ou ferme sur un siège appelé orifice (port) en carbure de tungstène ou en monel dimensionné en fonction de débit d'injection souhaité. Le clapet est relié par une tige au servomoteur.

A la base de corps de vanne, la plupart des vannes de gaz lift sont équipés de clapet anti-retour. Ceux-ci n'offrent pratiquement pas de résistance au passage du gaz et empêchent le retour inverse de fluide évitant ainsi le remplissage de l'annulaire quand le puits est fermé. Ils sont très utiles en cas d'opération ultérieur de stimulation.

Le servomoteur, dont le rôle est de permettre l'ouverture ou la fermeture de clapet sur son siège, peut être deux types :

A) Pneumatique à soufflet ;

b) mécanique à ressort.

III.8.1. vanne à servomoteur pneumatique à soufflet

Le servomoteur est une chambre à soufflet (Bellow) remplie d'azote sous pression et préréglée par l'étalonnage grâce à une petite vanne d'admission ou de décompression placée sur le haut de la chambre.

Les soufflets sont fabriqués à partir de 2 ou 3 tubes concentrique monel de diamètre très voisin et d'épaisseur 5/1000 de pouce. Ces tubes sont étirés et pliés à froid. Le soufflet est raccordé à la chambre par soudure à l'argent .la compression de soufflet représente la course d'ouverture de clapet.

Le fonctionnement de ces vannes est celui d'une opposition de forces entre celle dues à la pression de gaz injecté et des fluides dans le tubing au droit de la vanne et celles due à la pression d'azote dans le soufflet augmentée éventuellement par la force exercée par u ressort.

Le réglage de la vanne est obtenu par le choix de la pression d'azote dans le soufflet. L'étalonnage de la vanne sur banc en surface devra tenir compte, pour le réglage de la pression d'azote dans le soufflet, d'un coefficient de correction de température entre les conditions de fond et celle de banc de tarage en surface.

Chapitre III : Présentation du gaz lift

III.8.2.Vanne à servomoteur mécanique à ressort

Le clapet et sa tige sont solidaire d'un soufflet sans pression interne qui ne sert qu'à la transmission des force est n'est pas influencé par la température dans le puits, au fond, la pression d'ouverture et de fermeture vont être contrôlées par l'action d'un ressort taré.

Pour le réglage de la vanne, les constructeurs traduisent l'effor de compression en effet de pression. Comme de plus, il n'y a pas d'effet de température, l'étalonnage en surface est donc très simple, un tour de vis de la butée de ressort représentant une certaine pression.

La figure III 10A illustre une vanne de type casing operated, la pression annulaire agit sur le soufflet en opposition à l'action de ressort.

La figure III 10B illustre un autre type de vanne. La pression annulaire n'intervient pour l'ouverture de la vanne que sur l'aire de clapet alors que la pression tubing s'applique sur le soufflet transmetteur de forces. En conséquent, l'effet de pression casing est beaucoup moins important que l'effet tubing pour l'ouverture. De plus, l'orifice de clapet étant dusé, seul l'antagonisme (pression tubing/ressort) entre en jeu pour la fermeture de la vanne.

Cette vanne citée par les constructeurs comme production pressure operated est souvent appelée par les utilisateurs : vanne tubing operated.

34

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Introduction

Le point de fonctionnement d'un puits est le point d'intersection de deux courbes, la courbe de performance du réservoir (inflow) et la courbe de performance de tubing (outflow).

Les performances "internes et externes" du réservoir (Inflow and outflow performances) sont gouvernées par leurs propres lois physiques, mais doivent avoir la même valeur en un point situé au fond du puits. Ceci est l'application de la loi des noeuds» qui veut que tout ce qui entre dans le noeud est égal à ce qui sort (inflow = outflow).

IV.1 Inflow performance

IV.1.1 la perméabilité absolue

Les débits des fluides dans la roche dépendent des variables suivantes :

Les gradients de pression, la saturation des fluides, la viscosité des fluides, les propriétés des roches, et la plus importante c'est la perméabilité.

La perméabilité absolue est la capacité d'une roche à laisser passer une seule fluide à travers son milieu poreux. Elle est mesurée en millidarcies. Plus la valeur est grand plus l'écoulement de fluide est facile.

La perméabilité peut varier sensiblement dans les roches à quelques mètres écartés ou même avoir des valeurs différentes pour différentes directions à travers la même section de la roche, Cette propriété est anisotropie en raison des hétérogénéités du réservoir.

Comme on le voit dans l'équation de Darcy :

_q

_q

_A

? ?

_Kdp

?

_dl

(IV.1)

_A

35

: La vitesse d'écoulement de liquide à travers la section transversale dans une direction

_dl

_dp

donnée.

K : La perméabilité dans cette direction.

: Le gradient de pression.

u : La viscosité du liquide.

36

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

IV.1.2 l'indice de la productivité

Les équations de l'écoulement nous disent que lorsque le puits est ouvert à la production, une onde de pression se déplace à travers le réservoir provoquant la pression dans la région touchée afin de diminuer continuellement avec le temps.

En vertu de ces passagères ou infini les conditions d'agir, les pressions en tout rayon donné diminue rapidement au début, puis se stabilise avec le temps.

La pression au fond du puits _Pwf, suit le même schéma pour une production constante.

Figure IV 1: variation des pressions en tous rayons en fonction du temps

Peu de temps après le début de l'écoulement, la pression au fond du puits s'approche d'une valeur stable, et quand on utilise cette valeur stable dans nos calculs, nous pouvons l'utiliser comme une approximation des équations de l'écoulement à l'équilibre dans notre analyse.

La différence entre la pression du réservoir moyen et le fond du puits est appelée le pressure drawdown.

37

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Figure IV 2:Évaluation de pressure drawdown

Pressure drawdown = Pr -Pwf.

Le drawdown entraîne un débit Q et définit l'indice de productivité J.

j ? Q

? P _r P wf

Indice de productivité :

(IV.2)

L'indice de productivité représente la réponse dynamique du réservoir et de ses propriétés du fluide dans la zone de drainage d'un puits. IL définit la relation qui existe entre le débit Q et la pression d'écoulement au fond du puits Pwf pour une pression donnée de réservoir P_r.

IV.1.3 Inflow performance Relationship - IPR

La construction de la courbe IPR (infow performance relationship) est très importante dans la production. Cette courbe représente la capacité d'un puits d'évacuer un fluide du réservoir jusqu'au fond du puits.

IV.1.3.1 La méthode de l'IP : (l'indice de productivité)

Quand la pression de fluide au fond du puits est au-dessus du point de bulle l'indice de la productivité sera constant.

Comme la pression tombe au-dessous du point de bulle, l'indice de productivité diminuera où fur et à mesure que le gas sort de la solution.

Gilbert (1954), le père de l'ingénierie de production moderne, il a été le premier à comprendre la pleine signification de cette baisse de l'indice de productivité.

38

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Il a tracé la courbe qui représente la pression d'écoulement au fond du puits Pwf en fonction du débit Q, c'est l'IPR.

Figure IV 3:La courbe IPR

Parce que la pression du réservoir sera généralement depleté par la production, l'IPR sur la vie d'un puits est démontré par une famille de courbes diminue vers l'origine. Chaque courbe représente la relation entre la pression et le débit à une pression de réservoir donnée.

Figure IV 4:La variation de l'IPR sur la vie d'un puits

39

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Les extrémités des courbes IPR sont la pression du réservoir moyenne Pr à un débit compris entre zéro, et le débit maximal Q qui coule au fond du puits à une pression de zéro,

dans la pratique il n'est pas possible d'atteindre cette valeur, car la pression d'écoulement en fond du puits doit toujours avoir une certaine valeur finie.

Au-dessus du point de bulle, les courbes des IPR sont des lignes droite, car il y a une seule phase de fluide, et la perméabilité est une constante égale à la perméabilité absolue, l'indice de productivité est égale à la pente inverse de la courbe IPR.

Au-dessous du point de bulle, le gas sort de la solution et l'écoulement devient difficile qui provoque une diminution continue de l'indice de productivité.

_q ? p wf ? _p

? ?

^o _{1 0.2} ? _ ₀ . ₈ ?

_wf

= _ ? ?

_{o max} ? _r ? ? p _r ?

IV.1.3.2 La méthode de VOGEL

L'objectif principal de VOGEL était de simuler l'écoulement diphasique à travers un réservoir dans un trou foré.

Généralement on dit qu'un écoulement est diphasique lorsque la pression de réservoir est inférieure à la pression de bulle P_r < Pb .

VOGEL a établi une relation empirique qui caractérise ce type d'écoulement.

_{q p 2} IV3

: Le débit d'huile (STB/Day).

: La pression au fond du puits (psig).

Pression du réservoir moyenne ou la pression de bulle.

: Débit maximal qui correspond à , il peut être déterminé en utilisant les
données d'un test, c'est-à-dire pour un débit donné du test, nous avons :

?

qo

^ma^x

qo ?test?

¹ ? ⁰.² ? ? ? ⁰.⁸ ?

? p ? ?

? p^r? ? p^r ?

wf ? p

? wf ²

40

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Figure IV 5:La courbe IPR de Vogel

Résultats de VOGEL sont seulement pour la partie incurvée dans la courbe IPR qui existe au-dessous du point de bulle.

Au-dessus du point de bulle, la courbe IPR est une ligne droite, nous pouvons obtenir sa forme, en tirant la tangente de la courbe à la pression de bulle, et l'étendant à la pression initiale moyenne du gisement.

IV.2 Vertical Lift Performance

La courbe de tubing (VLP) présente la capacité de l'installation et son influence sur l'écoulement en fonction des pertes de charge engendrées, elle a été tracée à partir des pressions de fond dynamiques calculées par l'une des corrélations de pertes de charge verticales pour différents débits liquides.

IV.2.1 Les régimes d'écoulements

Un certain nombre de différents régimes d'écoulement se produire lors de l'écoulement naturel dans les tubulures verticales. Afin de décrire chacun.

- liquide flow : Dans ce cas la pression à la base du tubing est supposée au-dessus du point de bulle, d'où le régime d'écoulement est monophasique.

- bubble flow : le mouvement montant du liquide est accompagné par réduction de pression, et que la pression descend au-dessous du point de bulle, les bulles de gas commencent à se former. Ces bulles glissés vers le haut dans la colonne.

- slug flow : Plus haut dans le tubing, la pression continue de baisser, plus le gas est libéré de solution et les plus grosses bulles croître régulièrement par les dépassements et coaliser avec les plus petits, comme ils se déplacent vers le haut, portent entre eux

41

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

les gouttes d'huiles contenant des petites bulles de gas. C'est le régime le plus efficace.

Figure IV 6:Les régimes d'écoulement

- annular flow : Plus élevé dans le tubing, à des pressions encore plus bas, le gas forme un canal continu dans le centre de la chaîne, et l'huile se déplace lentement vers le haut dans un anneau annulaire sur les parois internes du tube.

- mist flow : Enfin, si le tube a une longueur considérable de sorte qu'une baisse de pression importante a partir du bas vers le haut, l'annulaire de liquide se disparaître, ne laissant que le flux de gas entraînant un brouillard de gouttelettes de liquide.

IV.2.2 Les variables influençant sur les pertes de charges

Afin d'analyser et de concevoir nos systèmes de production, il est nécessaire de calculer la chute de pression qui existe entre le fond du puits et la surface lors de l'écoulement naturel. Le calcul de cette chute de pression pour toutes les conditions possibles est complexe.

Nous sommes obligés de compter sur des corrélations empiriques ou semi-empiriques. Ces corrélations tenir compte des sept variables importantes qui influent sur les pertes de charge d'un puits éruptif.

Ces variables sont : la taille de tubing, le débit, la viscosité du fluide, la densité du fluide, rapport gas-liquide (GLR), rapport eau-huile (WOR), et enfin, l'effet de glissement. Une autre variable est la déviation des puits verticaux.

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

? taille de tubing

L'augmentation de diamètre provoque une diminution de perte de charge, Le schéma ci-dessous représente l'effet de taille de tubing sur les pertes de charge.

Figure IV 7:influence de la taille de tubing sur les pertes de charge

? la densité du fluide

L'augmentation de la densité du fluide faire augmenter les pertes de charge.

Figure IV 8:influence de la densité sur les pertes de charge

? La viscosité

Nous voyons que les grandes valeurs de la viscosité accorder une plus grande perte de charge, dû à l'augmentation de la pression de frottement.

42

43

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Figure IV 9:influence de la viscosité sur les pertes de charge.

? GLR :

L'augmentation de GLR accompagnée par une diminution des partes de charges.

Figure IV 10: influence de GLR sur les pertes de charge

? WOR :

Comme le rapport eau-huile (WOR) croît, les pertes de pression dans le tubing augmentent également.

44

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Figure IV 11:influence de WOR sur les pertes de charge

IV.2.3 Verticale corrélations flow

Maintenant que nous avons discuté les sept variables principales qui influent sur l'écoulement dans le tubing, nous devons examiner les différentes méthodes qui ont été développées pour calculer les pertes de charge, Il n'est pas surprenant que nos méthodes de prévision ne sont pas basés sur la solution exacte d'équations mathématiques, mais plutôt sur des relations empiriques ou semi-empirique.

Ces relations ont été développées en faisant certaines hypothèses sur les équations applicables à l'écoulement, et la collecte de données à partir d'un certain nombre du puits éruptifs dans des conditions contrôlées. Le résultat est la publication d'un ou plusieurs corrélations basées sur des bases mathématiques.

_{W ?qo .Pm}

IV.2.3.1 Corrélation de Poettman et Carpenter

Cette corrélation est développée à partir de l'équation générale de l'énergie, où le

mélange (huile, eau, gas) est considéré monophasique.

La corrélation de Poettman et Carpenter suppose que :

? L'effet de la viscosité est négligeable.

? Le terme d'accélération est négligeable (V= constante).

1) Une valeur moyenne pour le facteur de frottement le long du tubing.

La détermination des pertes de charge avec cette méthode est faite en utilisant des

abaques en termes de ñ et w.

(IV.4)

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Où : La masse volumique.

: Volume du mélange (huile, eau, gas). W : Débit massique du fluide.

_?1 ? _r

? ?? . ? ?

? ₁₄₄ ??

_{2 g.w.d}

_F ?

_{h ?h2?}

2) Le gradient de pression peut être exprimé comme suit :

_{10 5}

dP		?	F.W 2		? ?		(IV.5)
dh			7,413.10	.d ?

45

3) Le facteur de frottement :

(IV.6)

_4v

2?1

P1 : la pression à la profondeur h1.

P2 : la pression à la profondeur h2.

d : le diamètre de la conduite (tubing). V : la vitesse du fluide.

g : la gravité.

IV.2.3.2 Corrélation de Francher et Brown

Cette corrélation donne la plus petite valeur possible de VLP, car elle néglige les glissements de gas/liquide, il faut toujours prévoir une pression qui est inferieurs a la valeur mesuré.

Même si elle fait un bon match, Francher et Brown ne devrait pas être utilisée pour les travaux quantitatifs.

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

q 1

? ?

_{q q}

l ? g

La procédure de calcul pour cette corrélation est la même que la méthode de Poettman et Carpenter, avec une petite modification sur la détermination de facteur de frottement.

Ils ont introduit l'effet de GLR sur le facteur de frottement pour :

300 < GLR < 1500 scf/bbl et 1500 < GLR < 3000 scf/bbl.

^FR g d

IV.2.3.3 Corrélation de Beggs et Brill

.

Beggs et Brill ont développé une corrélation de la perte de charge, qui est applicable pour les conduites horizontales de faibles diamètres 1" et 1"^1/2. Pour les problèmes d'écoulements inclinés et verticales, Beggs et Brill ont introduit un facteur qui prend en considération de l'inclinaison qui change de -90^° à +90^°

_N?

Elle surestime les chutes de pression dans les puits verticales et déviés.

Cette méthode est basée sur la détermination du régime d'écoulement qui dépend de :

1) hold-up des liquide sans frottement ë : .(IV.7)

2) nombre de Froude NFR :

Vm .(IV.8)

Où

V_m : vitesse superficielle de mélange. d : diamètre.

3) calcul des paramètres de correction :

L1 = 316. _ë0, 302 L2 = 0,1. ë-1,4516

L3 = 0,0009252. ë-2,4684 L4 = 0,5. ë-6,738 (IV.9)

4) sélection de régime d'écoulement :

Tableau IV 1:régime d'écoulement

Régime d'écoulement Limites

Ségrégation X < 0.01 et NFR = L1

ou X < 0.01 et NFR = L1

Transition X < 0.01 et L2 < NFR < L1

Intermittent 0.001 < X < 0.4 et L3 < NFR < L1

ou X < 0.4 et L3 < NFR < L4

Distribution X < 0.4 et NFR < L1

ou X > 0.4 et NFR > L4

46

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

5) calcul de facteur de correction d'inclinaison :

(IV.10)

Avec :

Tableau IV 2:facteur de correction d'inclinaison

Ecoulement	d	e
Ségrégation	0.011	-3.768
Intermittent	2.960	0.3050

f g

3.5390 -1.614

_{0, 8725 ln Y+ 0, 01853 ln}

( )4

-0.4473 0.0978

_S

?

-

NB : pour l'écoulement de distribution C=O.

_{ln Y}

[ ( ) ]2

_{HL o}

6) Calcul des facteurs de correction du Hold-up :

ø = 1 + c x [ sin (1.8 xè ) - 0.333 sin ³ (1.8xè ) ] (IV.11).

Pour tubing vertical ø = 1 + 0.3X c

_{0,0523+ 3,182lnY-}

( ) 2

7) Calcul de liquide hold-up : HL(è) = HL(0) X ø .(IV.12)

8) Calcul le rapport de friction : FTP / FNS = e^s (IV.13)

Avec

_Y?

₂

_Y

9) 47

Calcul du facteur de frottement sans glissement : ₁

? _N ?

_{2 log} ? _{log N 3. 8215}

F TP = 2

₁

? _?(IV.14)

_j

?

?

?

? _{4, 5223} ?

F NS

_RE

RE _

_{F F}

_{NR TP}

10) Calcul du facteur de frottement pour les deux phases : _FTP ?

.

(IV.15)

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

11) Le gradient de pression :

AP ?

^AH

.(IV.16)

^{F G V}

^{TP m m}

^1	^PTP ^V V	^m sg

^PTP +

²

^gd

48

^g.p

Où :

: vitesse superficielle.

IV.2.3.4 corrélation Hagedorn et Brown

La corrélation de Hagedorn et Brown est probablement la corrélation VLP la plus

largement appliquée. Elle fonctionne bien pour bubble et slug régimes d'écoulement dans une

large gamme d'applications. À des faibles débits, elle sous-prédit les pressions. Cela peut

entraîner des prévisions optimistes pour un minimum de débit stable.

Holdup=l'aire occupée par le liquide/la section de pipe.

? Hagedorn et Brown a constaté le holdup de liquide pourrait être corrélée à quatre

paramètres sans dimension :

_NLV ? _1.938 VSL?L ?4

_NGL ? _1.938 VSG L

? _?4

_Nd ? 120.872 L

d L

? _?2

_NL ? 0.15726 1 LL

_L ? _?4

_VsL ? _ft/sec

_L ? _lbm/ft3

₁

_L

Nombre de vitesse de liquide.

_VsG ? _ft/sec

₁

_L

Nombre de vitesse de gas.

₁

Nombre de diamètre de la pipe.

₁

₃

Nombre de viscosité liquide.

_L ? _dyne/cm

? Les expressions ci-dessus sont sans dimension lorsque les paramètres ci-dessous sont

exprimés en unités pratique suivants :

Vitesse superficielle du liquide

Vitesse superficielle du gas

Densité de Liquide

Tension Interfacial

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Viscosité de Liquide

Diamètre de Pipe

? Le liquide comprend à la fois l'huile et l'eau, donc la question qui se pose est du calculer les propriétés de mélange. Dans cette corrélation on utilise la moyenne pondérée approche :

? les débits fractionnaires de l'huile et de l'eau sont définis comme suit :

? _dP ? _g

? l ?

p _s =plhl +pg

? La fonction de corrélation est inscrite d'une valeur de CNL. Le nombre de liquide corrigé est lu à partir d'un graphique CNL vs NL.

? Une fois les facteurs de correction ont été déterminés, le holdup est calculé.

? À cause de changement d'altitude (terme de gravité) le gradient de pression est calculée à partir de :

?? ? ? _{l l}

_h ? ?

? _{dL ?g}

_{Gravity c}

₁ ? _h

_dP ? V ²

? ? _{f m}

?? ? _f

? _{dL ?2 g d}

_{Friction c}

p _n =plAl +pg(1_Al)

_VM ? _VSL ? VSG

^f p _g

- Le gradient de pression due à la friction est donné par :

.(IV.17)

?

_p

Où :

_p

49

(1--hl)

V SL

^l V

? ?

_M

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

- Le gradient de friction est écrit en termes de débit massique (W) comme suit :

.(IV.18)
- Cette expression se simplifie en :

?

n

Vd _N? Re ? s

Où : (IV.19)

W= débit massique lbm/Day

s= densité basée sur le holdup de liquide lbm/ft3

d= diamètre intérieur de pipe feet

f=facteur de friction de deux phases dimension

- Le coefficient de frottement en deux phases est corrélé avec le nombre de Reynolds à

deux phases en utilisant le schéma standard de Moody.

_m

- Le nombre de Reynolds à deux phases est défini comme suit :

? _dP ( )

? _{p V}

_{s m}

??

? dL JAcceleration 2gdL

(IV.20)

Où :

L'accélération est donnée par :

_dL ? _dP ?

_p ( V ² )

_{s m}

₂

_A

_c

(IV.21)

g c

- Où Vm est la différence de la vitesse de mélange entre les extrémités de l'entrée et la sortie d'un élément de pipe. Le gradient d'accélération est appliqué comme une correction (Ek) à la somme de la gravité et des gradients de friction comme suit :

_E=

^K dP ?? dL ??

_{2 A dp} (IV.22)

? _dP ?

?? ?
? _{dL ?1 ?E}

_Total

(IV.23)

??

? dL ?Gravity

??

? dL ?Friction

- la chute de pression totale est calculée à partir de :

? _dP ?

? _dP ?

50

51

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

Les améliorations suggérées par Brill et Hagedorn ont été mises en oeuvre dans PROSPER :

L'expérience a montré que Hagedorn et Brown donne d'excellents résultats pour les puits de pétrole en bubble et slug flow.

IV.2.3.5 Corrélation de Petroleum Experts

Cette corrélation combine les meilleurs caractéristiques des corrélations existant, il utilise la corrélation de Hagedorn-Brown dans le régime slug flow.

IV.3 Le point de fonctionnement du puits

Il suffit de tracer sur le même graphique, la réponse du réservoir, et la réponse du tubing. Ces deux courbes se coupent en un point qui est le point de fonctionnement du puits (couplage particulier d'un réservoir et d'une complétion) caractérisé par un débit et une pression de fond dynamique (Q, Pwf).

Il change selon un changement dû à l'un des paramètres qui caractérisent le réservoir ou le tubing, puisqu'il est sensible à certains paramètres.

Le point de
fonctionnement

Figure IV 12:Inflow + Outflow performances

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

IV.4 PETROLIUME EXPERT PROSPER

IV.4.1 Définition

Le PROSPER (PROduction and Systems PERformance) est un logiciel d'analyse de Performance des Systèmes de production.

PROSPER peut aider les ingénieurs de production ou de réservoir pour prédire l'écoulement et la température dans les tubings et les pipelines avec exactitude et vitesse. Les calculs de sensibilité que PROSPER nous offre permettent aux designs existants d'être optimisés, et l'influence des futurs changements sur les paramètres du système considéré.

En séparant la modélisation de chaque composant du système de production, PROSPER permet ainsi à l'utilisateur de vérifier chaque modèle de sous-système par le biais de la fonction matching, PROSPER assure que les calculs sont aussi exacts que possible. Une fois un modèle du système a été réglé aux vraies données de champ, PROSPER est utilisé avec confiance pour modeler le puits dans les différents scénarios, et faire les prédictions avancées de pression de réservoir basées sur les données de la production de surface.

52

Chapitre IV : Performances du réservoir et du puits

IV.4.2 L'organigramme de fonctionnement de PROSPER

Figure IV 13:L'organigramme de fonctionnement de PROSPER

53

54

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Introduction

L'objectif de cette optimisation est de maximiser le débit de production qui est limité par de multiples contraintes comme la capacité de traitement des eaux et de station de compression,

Avant l'optimisation, il faut construire le modèle de notre système de production, en utilisant le PROSPER qui calcule les pertes de charge au niveau du puits.

V.1.Modélisation des puits par PROSPER

Pour faire la modélisation du système, il faut modeler tous les puits par PROSPER. La procédure de cette modélisation est présentée dans l'exemple suivant : (ZR230H)

V.2. Modélisation du puits (ZR230H)

Les étapes de modélisation de ZR230H par PROSPER sont comme suit :

V.2.1. Les données d'entrée

La création d'un modèle d'après le PROSPERE exige certain nombre de données :

V.2.1.1. Les options du système

? Avant de commencer il faut définir toutes les options du modèle.

? Le type du fluid: «oil and water».

? La méthode utilisée : « Black oïl» qui donne une description simplifiée des fluides.

V.2.1.2 Les données PVT

Les données PVT introduisent dans le modèle sont représentées dans le tableau ci-dessous :

Tableau V 1:Les données PVT

GO R Sm^3/ Sm^3

Densité l'huile API

Densité de gas Kg/m^3

Salinité de l'eau Ppm

Viscosité d'huile Cp

FVF BO ---

Pourcenta ge de H2S %

Pourcentag e de CO2 %

Pourcentag e de N2 %

63 43 0.75 158000 0.60 1.225 0 -- --

L'étalonnage de ces propriétés peut augmenter, considérablement, la précision des corrélations dans la gamme de pressions et de température pour le système modélisé. Un modèle est dit calibré s'il est capable de reproduire correctement les données mesurées avec une erreur acceptable.

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Nous affichons par la suite deux courbes dans la figure (V.1) qui représente la solution B_o et la figure (V.2) qui représente la solution GOR.

? Le B_o représente l'huile en place dans le réservoir mélangé avec d'autre fluide (eau) en rapport à l'huile produite en surface ;

? Le Rs représente le gaz libéré plus gaz de formation.

Ces deux paramètres sont importants. Ils nous renseignent beaucoup sur notre production et améliore les prédictions faites pour chaque puits.

Figure V 1:Représente du Bo du puits ZR230H

Figure V 2:Représente GOR du puits ZR230H

55

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

V.2.1.3 Les données des équipements

Les données d'entrées du système des équipements sont :

La déviation du sondage.

Les équipements de fond de puits

Le gradient géothermique

Les capacités calorifiques moyennes

V.2.2.Inflow Performance Relationship (IPR)

La méthode Vogel utilisé pour le calcul de l'IPR est conditionnée par les paramètres

du puits ci-dessous :

Le gisement de zarzaitine est un gisement d'huile saturée

PG<Pb, P_wf<Pb.

Tableau V 2:les donnes PVT de réservoir

Pression de	Pression de	Pression de	Pression de	Pression
bulle	fond dyn	réservoir	tète	statique
[Psig]	[Psig]	[Psig]	[Psig]	[Psig]

1672.87 1151.58 1270.53 146.24 1261.63

? La courbe IPR de puits ZR230H :

Figure V 3:L'IPR de ZR230H

56

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Pour des raisons de calcul, le PROSPER considère la décroissance de la pression du fond jusqu'au point zéro, ce qui explique incurvation à partir de la pression de bulle.

V.2.3 Le choix de corrélation du calcul de perte de charge

Il est bien connu qu'il n'y a pas une corrélation multiphasique universelle, donc il faut faire une comparaison entre les corrélations disponibles pour choisir la meilleure.

Figure V 4:Comparaison entre les corrélations

On peut voir clairement que les points d'essai sont situés proche aux courbes de Fancher&Brown et Hengdom Brown, car Fancher&Brown prend le minimum des pertes de charge, tandis que Petroleum Experts prend le maximum de ces dernières.

Nous pouvons également voir que la corrélation Fancher&Brown est très proche des points d'essai, donc nous allons sélectionner cette Corrélation.

57

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

V.2.3.1 La courbe IPR-VLP (sans gaz lift)

Figure V 5:La courbe IPR/VLP

Le point de fonctionnement est : (l'intersection des deux courbes)

Le graphe ci-dessus montre un puits éruptif, mais la possibilité d'amélioration de son débit par l'injection du gaz lift nécessite l'optimisation suivante.

V.3.Optimisation de gaz-lift

V.3.1.Les données d'entrée de gaz lift

La méthode choisie pour l'optimisation est « Fixed Depth of Injection », la profondeur est fixée à 1281 m du fait que le puits est équipé des vannes pendant la complétion.

Les caractéristiques du gaz lift injectés sont représentées dans le tableau Ci-dessous : Tableau V 3:Les données du gaz lift

58

Gaz lift Method Gas lift (continuous)

Gaz lift Type Fixed depth of injection

Gaz lift Gas Gravity 0.75 (kg/m³)

--- (percent)

Mole percent N2 --- (percent)

Gaz lift valve Depth(measured)

Mole percent H2SO4 0 (percent)
Mole percent CO2

1281 (m)

59

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

V.3.2.La courbe de performance

Figure V 6:La courbe de performance

La courbe ne commence pas de zéro du fait que le puits est éruptif. On observe dans cette courbe que l'augmentation du débit d'injection de gaz lift, provoque une augmentation du débit d'huile sous l'effet de la diminution des pertes de charges hydrostatiques, et après une certaine valeur, le débit d'huile commence à stabilise sous l'effet de l'augmentation des pertes de charges par friction.

Il aussi à noter qu'à partir d'un certain point l'augmentation du débit de gaz lift n'a pas d'effet significatif sur le débit d'huile.

V.3.3. Les défèrent courbes IPR-VLP avec plusieurs débits gaz lift

La figure (V.7) montre la performance du réservoir (IPR) et de la colonne (VLP) avec gaz lift, l'intersection de l'IPR avec les courbes VLP indique une meilleure performance de la colonne pour un débit de gaz lift entre 600 et 1000 Sm3/d.

par ce que le puits est éruptif et un petit apport d'énergie il va nous donner une légère augmentation en matière du débit d'huile par conséquent le gaz lift a effet négatif sur les pertes de charge par friction.

Donc le point de fonctionnement pour un débit de gaz lift 1000m3/Day

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Figure V 7:VLP avant et après l'injection du gaz lift

Q_oil=245.487 m3/Day

P=1135.67 Psig

V.3.4 les défèrent courbes IPR-VLP avec plusieurs water cat

Figure V 8:VLP/IPR AVEC PLUSIEURS WATER CAT

60

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Cette figure (V.8) schématise la performance du réservoir (IPR) et de la colonne hydrostatique (VLP) avec gaz lift, et changement de water cat l'intersection de l'IPR avec les courbes VLP indique une meilleure performance de la colonne pour un water cat 1% et 40%.

Donc l'augmentation de water cat donne une diminution de débit huile car le poids de collons de production est augment.

V.4. Modélisation du puits (ZR178)

Les étapes de modélisation de ZR2178 par PROSPER sont comme suit :

V.4.1.Les données PVT

Les données PVT introduisent dans le modèle sont représentées dans le tableau ci-dessous :

Tableau V 4:Les données PVT

GOR	Densité	Densité	Salinité	Viscosité	FVF	Pourcent	Pourcent	Pource
	l'huile	de gas	de l'eau	d'huile	BO	age de H2S	age de CO2	ntage de N2
116	43	0.75	158000	0.60	1.22	0
Sm^3/Sm	API	Kg/m^3	ppm	Cp	5	%	%	%

3

--

Nous affichons par la suite deux courbes dans la figure (V.9) qui représente la solution B_o et la figure (V.10) qui représente la solution GOR.

Figure V 9:Représente GOR du puits ZR178

61

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Figure V 10:Représente du Bo du puits ZR178

V.4.2. Inflow Performance Relationship (IPR)

La méthode Vogel utilisé pour le calcul de l'IPR est conditionnée par les paramètres du puits ci-dessous :

Le gisement de ZARZAITINE est un gisement d'huile saturée PG<Pb, P_wf<Pb.

Tableau V 5:les donnes PVT ZR 178

Pression de	Pression de	Pression de	Pression de	Pression
bulle	fond dyn	réservoir	tète	statique
[Psig]	[Psig]	[Psig]	[Psig]	[Psig]

1672.87 546.98 1186.41 67.85 1252.49

V.4.2.1La courbe IPR de puits ZR178

Figure V 11:LA COURBE DU L'IPR de ZR178

62

63

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Pour des raisons de calcul, le PROSPER considère la décroissance de la pression du fond jusqu'au point zéro, ce qui explique incurvation à partir de la pression de bulle.

V.4.3 Le choix de corrélation du calcul de perte de charge

Il est bien connu qu'il n'y a pas une corrélation multiphasique universelle, donc il faut

faire une comparaison entre les corrélations disponibles pour choisir la meilleure.

Figure V 12:Comparaison entre les corrélations

On peut voir clairement que les points d'essai sont situés proche aux courbes de pétroleum expert et Hengdom Brown, car pétroleum expert prend le minimum des pertes de charge, tandis que Denis and Ros prend le maximum de ces dernières.

Nous pouvons également voir que la corrélation petroleum expert est très proche des points d'essai, donc nous allons sélectionner cette Corrélation.

64

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

V.4.4 La courbe IPR-VLP (sans gaz lift)

Figure V 13:La courbe IPR/VLP

Le graphe ci-dessus montre que il n'est Ya une intersection entre VLP et IPR donc le puits non éruptif, mais la possibilité d'amélioration de son débit par l'injection du gaz lift nécessite l'optimisation suivante.

V.5.Optimisation de gaz-lift

V.5.1.Les données d'entrée de gaz lift

La méthode choisie pour l'optimisation est « Fixed Depth of Injection », la profondeur est fixée à 1381 m du fait que le puits est équipé des vannes pendant la complétion.

Les caractéristiques du gaz lift injectés sont représentées dans le tableau Ci-dessous :

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Tableau V 6:Les caractéristiques du gaz lift injectent

Gaslift Method Gas lift (continuous)

Gaslift Type Gaslift Gas Gravity Mole percent H2SO4 Mole percent CO2 Mole percent N2 Gaslift valve Depth(measured)

0.75 0 --- --- 1381

Fixed depth of injection (kg/m^3) (percent) (percent) (percent) (m)

65

V.5.1.1 La courbe de performance

^18 ^16 ^14 ^12 ^10 ^8 ^6 ^4 ^2 ^0
	^0 5000 10000 15000 20000 ^gas lift inject(m3/dy)

Figure V 14:La courbe de performance

La courbe commence de zéro du fait que le puits est non éruptif.

On observe dans cette courbe que l'augmentation du débit d'injection de gaz lift, provoque une augmentation du débit d'huile sous l'effet de la diminution des pertes de charges hydrostatiques (poids de collons de production), et après une certaine valeur, le débit d'huile commence à stabilise sous l'effet de l'augmentation des pertes de charges par friction.

Il aussi à noter qu'à partir d'un certain point l'augmentation du débit de gaz lift n'a pas d'effet significatif sur le débit d'huile.

66

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

V.5.2. Les défèrent courbes IPR-VLP avec plusieurs débits gaz lift

Figure V 15:courbes VLP/IPR avec plusieurs débits gaz lift

Cette figure montre la performance du réservoir (IPR) et de la colonne (VLP) avec gaz lift, l'intersection de l'IPR avec les courbes VLP indique une meilleure performance de la colonne pour un débit de gaz lift entre 10000 et 11000 Sm³/d. par ce que le puits est non éruptif et un apport d'énergie il va nous donner une augmentation en matière du débit d'huile par conséquent le gaz lift a effet négatif sur les pertes de charge par friction

Donc le point de fonctionnement pour un débit de gaz lift 10000m³/Day :

Q_oil=16.21 m3/Day

P=572.854 Psig

67

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

V.5.3. les défèrent courbes IPR-VLP avec plusieurs water cat

Figure V 16:courbes IPR-VLP avec plusieurs waters cat

Cette figure schématise la performance du réservoir (IPR) et de la colonne hydrostatique (VLP) avec gaz lift, et changement de water cat l'intersection de l'IPR avec les courbes VLP indique une meilleure performance de la colonne pour un water cat 1% et 20%. Donc l'augmentation de water cat donne une diminution de débit huile car le poids de collons de production est augment.

68

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

V.6. Synthèse de l'optimisation

Suivant la procédure d'étude, nous avons synthétisé les résultats obtenus de l'optimisation des paramètres d'injection gaz lift des six puits dans un tableau récapitulatif, comme illustrer dans tableau (V.7)

Tableau V 7:Résultats de l'optimisation des six Puits

Puits	QHuile Actuel	Q HuileOptimisé (m3/j)	Qg Actuel (m3/j)	QgOptimisé
ZR230H	227.70	245.87	0	1000
ZR178	16.50	16.70	12010	10000
ZR48	12.80	13.75	15960	7000
ZR176	35.50	35.02	8700	1000
ZR13	37.6	53.20	0	5000
ZR154	108.50	108.20	9000	5621000
Total	445.70	474.63	45670	29620

Après analyse et observation des résultats de l'optimisation, nous avons

subdivisé les six puits en trois catégories selon leur mode de réponse à l'injection de gaz lift à savoir :

· Puits présentant un gain de production avec un gain à la quantité plus importante dans gaz lift injecté.

· Puits présente une gaine de gaz lift injecte avec une augmentation plus importante de la production.

· Puits aux conditions optimales quelle que soit la quantité de gaz injecter augmente la quantité de production reste constante.

V.7.Design élévateur à gaz dans PROSPER

V.7.1.Stratégie de conception des vannes GL de ZR 147 (Work-over voir annexe 5)

Il a été décidé que le système de levage à gaz et les positions des mandrins de poche latérale dans le tube de production où des soupapes de levage à gaz doivent être placées pour le déchargement, doivent être effectués sur la base de la situation la plus favorable Productivité des puits. Cette situation correspond au cas où la pression du réservoir et que la coupe d'eau augmente. Rappelons que, dans ces conditions, le rapport de l'eau au liquide est plus grand que le premier et que les pertes de pression dues à la gravité sont beaucoup plus

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

importantes en raison de la présence d'une plus grande fraction d'eau dans le tube, Finalement, la pression fournie par le réservoir ne sera pas suffisante pour soulever les liquides jusqu'à la surface.

V.7.2.Processus de conception de l'élévateur de gaz =1279.23psi et WC=20%

Toutes les données d'entrée éditées serviront à la nouvelle conception de l'espacement des vannes GL, comme indiqué à la Figure (V.17).

L'injection et la pression d'injection initiale, c'est-à-dire la pression d'injection initiale pendant le processus de déchargement, sont choisies pour être égales à 1160 psi de manière à respecter la restriction de pression d'enveloppe initialement fixée. On notera que, même si la pression maximale autorisée à la surface est de 2 000 psi, on décide d'appliquer une approche plus conservatrice. Le dP entre les soupapes est réglé à 250 psi. Cela signifie que la pression dans l'espace annulaire doit être au moins égale à la pression de tube plus 250 psi qui sont consommés dans la vanne. En pratique, il s'agit d'une mesure de sécurité pour assurer l'écoulement de gaz à travers la vanne. Son effet sur les calculs est que, au cours du processus de conception, les vannes sont placées à quelques pieds de moins que prévu. La profondeur maximale de l'injection de gaz est réglée à 1320 m très proche des emballages de production (1369 m). L'espacement minimum des vannes de déchargement est laissé à sa valeur par défaut (250 m). Si au cours des calculs la vanne suivante est calculée pour être à une profondeur inférieure à 250 m, les calculs s'arrêteront. Le fluide de finition est une saumure, légèrement plus lourde que l'eau pure et a un gradient de pression statique égal à 0.6203psi/ft.

Le type des vannes utilisé et BK1.

69

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Figure V 17: Gas lift design input: Main screen

Après l'introduction des données d'entrée de base, le processus de conception suit. En haut de la Figure (V.17), le taux d'injection optimal calculé par PROSPER est visible. La courbe de performance de l'élévation de gaz est représentée sur la figure (V.19) Le taux optimal d'injection de gaz selon les calculs est de 12 (1000?? / jour), le taux d'injection de gaz maximum disponible. Le taux de gaz optimal se réfère à la vitesse qui donne une production maximale.

70

71

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Figure V 18: Gas lifts design: Calculation screen

L'arrière-plan de calcul de la dérivation de la courbe de performance de l'élévation de gaz est l'analyse de sensibilité de divers taux d'injection à diverses profondeurs d'injection pour chaque débit. Les profondeurs et les taux d'injection sont espacés de façon aléatoire par PROSPER. Il est important de noter que, ils ne sont pas tracés pour une profondeur maximale fixe d'injection et cela ne doit pas être confondu. Dans la figure (V.19), les points rouges correspondent aux taux de gaz choisis et la ligne rouge c'est la courbe de performance ajustée.

72

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Figure V 19: Gas lift performance curve

La courbe fournit la vitesse d'injection optimale qui constitue un paramètre de conception pour le processus d'espacement de soupape. Après (5069 m³/jour) la quantité d'huit produit est faible verre constante par apport à la quantité de gaz injecter jusqu'à attendre (27470 m³/jour) de gaz injecté. Après cette dernier valeur de gaz injecté la courbe diminue du fait que, lorsque de grandes quantités de gaz sont présentes dans le tube, les forces de frottement prédominent dans le système (la friction est dominante par rapport à la réduction de la durée de gravité) et la chute de pression dans le tube Devient plus grande, ce qui réduit éventuellement le taux de production. La courbe de performance de l'élévation de gaz est utilisée pour dériver à la courbe d'équilibre.

Si la Figure (V.19) est récurrente, en bas de l'écran de conception et après le processus d'espacement des soupapes, les conditions de fonctionnement finales sont visibles. Un taux d'injection de gaz constant de (1550 m³/jour) avec une pression d'injection de 1060 psi, peut fournir (37.35 m³/jour) d'huile.

Dans la figure(V.20), le processus d'espacement des soupapes est illustré par un diagramme de pression par rapport à la profondeur. Dans le coin supérieur droit du diagramme, les lignes rouges correspondent à diverses pressions d'injection de gaz à la tête du carter. Les lignes vertes représentent le gradient de pression statique du fluide de l'enveloppe, tandis que la courbe bleue est la courbe d'entrée / sortie d'équilibre.

73

Chapitre V : Modalisation et Optimisation

Figure V 20: Gas lift design: PvD plot

Les informations de base sur l'espacement des valves sont présentées dans le tableau (V. 8)

Tableau (V. 9):valve spacing results

Valve Valve MD TVD Tubing Casing Openin Gas lift Port

type (m) (m) pressur pressur g CHP gas rate size

e (psig) e (psig) (psig) (1000 (64ths

³/day) inch)

1	Valve	533.83	533.83	250.75	1209.66	1160	0.155		8	2
Valve	976.09	976.09	417.99	1200.81	1110	0.155	8		3
orifice	1320	1320	596.96	1176.63	1060	1.541	4

74

Conclusion générale et recommandation

Conclusion générale

L'étude d'optimisation réalisée sur quelque puits du gisement de ZARZAITINE nous permet de conclure ce qui suit :

> Le fluide s'écoulant dans le réservoir est un fluide diphasique et la pression de réservoir est inférieure à la pression de bulle. Donc la courbe de performance du réservoir IPR (Inflow Performance Relationship) est déterminée à partir de l'équation de Vogel.

> Nous avons choisi la corrélation qui donne le minimum de perte de charge vertical VLP (vertical lift performance)

> La corrélation la plus adéquate et la plus précise pour déterminer les pertes de charges verticales est celle de Petrolium experts 3 et Petrolium experts 1

> Cette méthode d'optimisation donne le débit du Gas lift économique, pour maximiser la production de l'ensemble du champ, tout en gardant la quantité du Gas disponible.

> Le Gas lift permet d'augmenter la production des puits de la ZARZAITINE même si ceux-ci sont éruptifs et de les faire produire quand ils ne le seront plus.

> On atteint un débit optimal pour des GOR entre 50 - 400 sm3/m3 pour la plupart des puits du champ.

> Le puits ZR230H est caractérisé par un GOR faible qui est de l'ordre 63m³/m³, le Gas lift a contribué pour l'amélioration de son débit.

> Le puits ZR176 est caractérisé par un GOR élevé (228m³/m³).le gaz lift augmente le débit d'huile

> La production diminue avec l'augmentation du pourcentage du water Cut.

> Les puits ayant un WC élevé nécessitant un apport supplémentaire de Gas lift à cause de colon hydrostatique est très lourd

> Le gisement ZARZAITINE contient également des puits fermés pour divers raisons (fort GOR, fort WOR,

75

Conclusion générale et recommandation

Recommandations

Suite à l'analyse des résultats de notre étude, et dans le but de parvenir à une production optimale des puits de Zarzaitine, nous recommandons de :

> Faire un contrôle périodique du débit d'huile et du Gas lift pour confirmer les résultats de l'optimisation.

> Changement des instruments de mesure traditionnels comme (Barton) par des débitmètres pour une meilleure fiabilité des résultats des tests

> Faire une mesure de pression dynamique périodiquement pour la disponibilité des données de l'optimisation

> Refaire l'optimisation du débit d'injection de gaz au fur et à mesure de l'évolution des

paramètres du réservoir tels que la pression de réservoir, le GOR et le water cut.

> Effectuer périodiquement des opérations pour mettre à jour la base de données des puits.

> Etudier la nécessité de stimulation pour les puits fermés à cause de leur faible productivité.

> Respecter le débit d'injection d'eau et de production proposé, pour éviter le percé de l'eau, et pour ne pas perdre un grand volume d'eau, sans rentabilité.

> Effectuer des contrôles périodiques pour l'eau du gisement, pour savoir la cause de formation des dépôts durs vu l'incompatibilité des eaux d'injection et celle de formation, et afin de connaitre la progression du front d'eau, surtout pour les puits voisins et proches des puits injecteurs.

Bibliographie

Bibliographie

+ Technique d'exploitation pétrolière (La production fond), Denis Perrin ;

+ Production Optimization using Nodal Analysis book, OGCI Publications. Oil & Gaz

Consultants International Inc., Tulsa; Dale Beggs. H ".

+ Production optimization using Nodales Analysis, Dr. James F. Lea, Jr.

+ Schlumberger Gaz Lift Design and Technology.

+ Production Technology; Institute of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University

+ Plan de Développement révise du champ de zarzaitine réservoir dévonien F4 avril

2013

+ Le puits active par Gas lift (TOTAL)

+ Mémoire fin d'étude optimisation de la production (edjeleh), A. wafi année 2013 (MASTER)

+ Mémoire fin d'étude `'étude et optimisation de Gas lift effectué dans les puits pétrolière -

champ de Haoud Berkaoui A.MABROUH année 2013 (MASTER)

+ Coure d'analyse nodale : institut algérien de pétrole

+ Cours de Gas lift : institut algérien de pétrole

+ Cours de complétion : institut algérien de pétrole

+ Récupération assisté par Gas lift (serpro)

+ Gas lift design procedur (documentation weatherford)

+ Artificial lift (documentation sonatrach )

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77

Annexe 1 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 48

Annexe 1:Affichages des résultats de la modélisation

ZR48

Tableau.1.1. Représente les choix de corrélation au point de bulle ZR48

Résultats de l'analyse et vérification des données « 1ère Etape »Niveau des

perforations

Perforation 1418.73 à 1433.23 [m]

Pression de fond dynamique (P) 1397.55 [psi]

AOFP (Absolut Open Flow Potential) 49.90 [m³/jour]

IP (Indice de Productivité) 0.334 [STB/jour/psi]

Calibrage des PVT « 2^eme Etape »

Solution BO 1,256[m3/m3]

Solution Rs

_ _

Paramètres Corrélations

Bo Galso

Rs Galso

Z Standing

eme Tableau.1.2: IPR, VLP par Régression « 3

Etape »

78

Annexe 1 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 48

Figure 1.1 : Représente la courbe du point de fonctionnement du puits ZR48 sans gaz lift

Tableau.1.3: système « 4 eme Etape » Sensibilités de système de 3 variables.

79

Annexe 1 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 48

Figure 1.2: La variation de débit en fonction de deux variable gaz lift injecte et water cat

Tableau.1.4. Représente le résultat de l'optimisation du puits bulle ZR48

Résultats de l'optimisation du puits ZR 48 avec 5% water cat

Débit d'injection Gaz lift 7000 [m3/jour]

Pression d'injection Gaz lift --- [bar]

Profondeur d'injection Gaz lift 1330.0 [m]

Débit de production optimisé 13.75 [m3/jour]

Les résultats d'optimisation montrés que le débit d'injection du gaz lift est à 7000 m3/j qui correspondent à un débit de production de 13.75 m3/j, alors que l'actuel est de 15960m3/j de gaz lift pour un débit d'huile de 12.80 m3/j.

Le gain de 0.95 m3/j d'huile donc une augmentation de 6.90 % par rapport au débit Actuel.

Le gain de gaz lift est 8960 m3/j

80

Annexe 2 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 13

Annexe 2:Affichages des résultats de la modélisation

ZR13

Tableau.2.1: Représente les choix de corrélation au point de bulle ZR13

Résultats de l'analyse et vérification des données « 1^ère Etape »Niveau des perforations

Perforation 1289.96 a1301.26 [m]

Pression de fond dynamique (P) 1098.37 [psi]

AOFP (Absolut Open Flow Potential) 366.199 [m3/jour]

IP (Indice de Productivité) 3.23 [STB/jour/bar]

Calibrage des PVT « 2eme Etape »

Solution BO 1,211

Solution Rs

_ _

Paramètres Corrélations

Bo Lasater

Rs Standing

Z Standing

eme Tableau.2.2: Calibrage IPR, VLP par Régression « 2

Etape »

81

Annexe 2 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 13

Figure.2.1: Représente la courbe du point de fonctionnement du puits ZR13 sans gaz

lift

Tableau.2.3:.La variation de débit en fonction de deux variable gaz lift injecte et water cat

Annexe 2 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 13

Figure.2.2: La variation de débit en fonction de deux variable gaz lift injecte et water cat.

Dans ce cas précis le nombre a été fixé le water cat à 20 et 40 %, et le gaz lift commençant par zéro jusqu'à la valeur optimum.

La visualisation des points de fonctionnement générer montre clairement que l'augmentation du débit du gaz lift n'implique pas forcément l'augmentation du débit d'huile en proportion égal, d'où la nécessité d'estimé le rapport d'huile récupéré par rapport au gaz injecté.

Et l'augmentation d'eau car implique la diminution du débit huile car le poids de hydrostatique dans le tubing.

Tableau.2.4: Résultats de l'optimisation du puits ZR 13 avec 20% water cat

Débit d'injection Gaz lift 1500 [m³/jour]

Pression d'injection Gaz lift --- [bar]

Profondeur d'injection Gaz lift 1256.13 [m]

Débit de production optimisé 80.50 [m³/jour]

82

Annexe 2 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 13

Les résultats obtenus par l'optimisation montrés que le débit d'injection du gaz lift est à 1500 m3/j qui correspond à un débit de production de 80.5 m3/j, alors que l'actuel est de 0 m3/j de gaz lift pour un débit d'huile de 44.50 m3/j.

Un gain de 36 m3/j d'huile donc une augmentation de 55.50 % par rapport au débit

Actuel.

83

Annexe 3 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 154

Annexe 3:Affichages des résultats de la modélisation

ZR154

Tableau.3.1 : Représente les choix de corrélation au point de bulle ZR154

Résultats de l'analyse et vérification des données « 1ère Etape »Niveau des perforations

Perforation 1293.43 à 1303.43 [m]

Pression de fond dynamique (P) 391.73 [psi]

AOFP (Absolut Open Flow Potential) 144.60 [m3/jour]

IP (Indice de Productivité) 1.87 [STB/jour/psi]

Calibrage des PVT « 2Emme Etape »

Solution BO 1,211

Solution Rs [m3/m3]

Paramètres Corrélations

Bo Lasater

Rs Lasater

Z Standing

Tableau.3.2 : Calibrage IPR, VLP par Régression « 2^eme Etape »

84

85

Annexe 3 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 154

Figure.3.1 : Représente la courbe du point de fonctionnement du puits ZR154 sans gaz lift
Tableau.3.3 : Sensibilités système « 3^eme Etape », Sensibilités de système de 3 variables.

Annexe 3 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 154

Figure.32 : La variation de débit en fonction de deux variable gaz lift injecte et water cat

Dans ce cas précis le nombre a été fixé le water cat à 1 et 10 %, et le gaz lift commençant par 1000m³/j jusqu'à la valeur optimum.

La visualisation des points de fonctionnement générer montre clairement que l'augmentation du débit du gaz lift n'implique pas forcément l'augmentation du débit d'huile en proportion égal, d'où la nécessité d'estimé le rapport d'huile récupéré par rapport au gaz injecté.

Et l'augmentation de water car implique la diminution du débit huile car le poids de hydrostatique dans le tubing

Tableau.3.4 : Résultats de l'optimisation du puits ZR 13 avec 20% water cat

Débit d'injection Gaz lift 7000 [m³/jour]

Pression d'injection Gaz lift --- [bar]

Profondeur d'injection Gaz lift 1253.13 [m]

Débit de production optimisé 108.22 [m³/jour]

86

Annexe 3 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 154

Les résultats obtenus par l'optimisation montrés que le débit d'injection du gaz lift est à 7000 m3/j qui correspondent à un débit de production d'huile de 108.22 m3/j alors que l'actuel est de 0 m3/j de gaz lift pour un débit d'huile de 44.50 m3/j.

Lorsque le débit de GL injecter dépasse 7000m3 /j le débit d'huile reste constante.

Donc le débit maximum de production est égala 108.22m3

87

88

Annexe 4 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 176

Annexe 4:Affichages des résultats de la modélisation

ZR176

Tableau.4.1. Représente les choix de corrélation au point de bulle ZR176

Résultats de l'analyse et vérification des données « 1ère Etape »Niveau des

perforations

Perforation 1371.54 à 1376.51 [m]

Pression de fond dynamique (P) 400 [psi]

AOFP (Absolut Open Flow Potential) 42.20 [m³/jour]

IP (Indice de Productivité) 0.406 [STB/jour/psi]

Calibrage des PVT « 2Emme Etape »

Solution BO

1,212

Solution Rs [m3/m3]

Paramètres Corrélations

Bo Standing

Rs Standing

Z Standing

eme Tableau.4.2. Calibrage IPR, VLP par Régression « 2

Etape »

89

Annexe 4 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 176

Figure.4.1 : Représente la courbe du point de fonctionnement du puits ZR176 sans gaz lift

eme

Tableau.4.3. Sensibilités système « 3 Etape », Sensibilités de système de 3 variables.

90

Annexe 4 : Affichages des résultats de la modélisation ZR 176

Figure.4.2 : La variation de débit en fonction de deux variable gaz lift injecte et water cat
Tableau.4.4. Résultats de l'optimisation du puits ZR 176 avec 0% water cat

Débit d'injection Gaz lift 5000 [m³/jour]

Pression d'injection Gaz lift --- [bar]

Profondeur d'injection Gaz lift 1327.72 [m]

Débit de production optimisé 35.45 [m³/jour]

Les résultats obtenue par l'optimisation montrés que le débit d'injection du gaz lift est à 5000 m3/j qui correspondent à un débit de production de 35.450 m3/j, alors que l'actuel est de 8700m3/j de gaz lift pour un débit d'huile de 35.50 m3/j.(D.1)

D'âpres les résultats constater dans le paragraphe (D.1), un seuil de débit de 5000m3 /j de gaz lift injecter qui donne le même résultat trouver par le test de Zr 176. La quantité d'huile produite est constante pour une augmentation de débit de GL injecté dépassé le seuil ce citer président.

91

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

Annexe 5: Programme de Work-Over ZR 147

1. But:

· Changement équipement de fond suite au percement du tubing 2»7/8 et nettoyage de fond du puits bouché par le sable de formation.

· Reperforation de la série des perfos de l'unité (I) de la base du F4.

· Rééquipement du puits en complétion simple par tubing 2"7/8 EU et matériel Gaz-lift sur les unités (II & I) de la base du F4.

2. COORDONNEES

UTM	GEOGRAPHIQUES
X = 579 246,00	X= 09°	48'	23»	Zs = 568,70
m.
Y = 3 102 082,00	Y= 18°	02'	27»	Zf = 572,30
m.

Zp = 568,30 m

3. HISTORIQUE DU PUITS

y' But de sondage

Le sondage ZR#147 est un puits foré dans le cadre du développement du réservoir

gréseux du dévonien inférieur F4.

Ce forage est réalisé dans le cadre du programme d'exploitation en injection d'eau du champ

de Zarzaïtine (Secteur IB) par Appareil ENTP#175.

Date Principales

y' Début sondage : 14/12/1970

y' Début forage : 21/01/1971.

y' Fin forage : 11/02/1971.

y' Début complétion : 14/02/1971.

y' Fin complétion (Fin sondage) : 17/02/1971.

y' Profondeur finale atteinte : 1400,0 m.

y' Date de mise en production : Mars 1971.

Opération effectué lors du forage :

y' Unités (Zones) carottées : Néant.

92

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

V' Unités (Zones) testées en cours du forage : Unité (V) : 1321,5 m à 1329 m : Qgaz = 200 m3/j + 340 L Duse Ø 4 mm.

Fait saillante lors de forage : Perte de 6 m3 de boue à l'huile dans le réservoir, pendant la descente du tubage 7».

V' Situation

Le puits ZR#147 est situé dans le secteur (IB) dans la zone d'injection d'eau dispersé , à environ 505 m au Sud-Ouest du puits ZR#70 (PPH en service), à 513 m environ au Nord-Ouest du puits ZR#38 (PIE en service sur la base du F4), à 526 m environ à l' Est du puits ZR#205 (PPH en service), et à 765 m environ au Nord du puits ZR#227 (PPH récemment foré en service).

Ci-joint carte de position des puits.

V' Complétion en Février 1971

La complétion du puits ZR#147 a été assurée par EMSCO-GB800 du 14 au 17 février

1971. Initialement il a été complété en double sur le sommet (unité IV) et la base (unités I et

II) du réservoir F4, avec tubing 2"3/8 ancré, matériel gas-lift et perforations aux côtes

suivantes :

- Sommet : Perforé par CC4» (13 t/m) :

1336,5 m à 1344,0 m soit 7,5 m (unité IV).

- Base : Perforé par Crack-jet + Hyper-jet (13 t/m) :

1351,5 m à 1357,0 m soit 5,5 m (unité II).

1359,5 m à 1364,5 m soit 5,0 m (unité II).

1369,0 m à 1372,0 m soit 3,0 m (unité I).

V' HISTORIQUE D'INTERVENTION

- Snubbing en Décembre 1972 : Effectué par FLOPETROL pour nettoyage tubing et

fond du puits bouché par le sable.

- Octobre 1977 : Arrêt de production du sommet suite à une production à 100% eau sur

torche

- Work Over en Septembre 1977 : Effectué par CABOT F.500 - SH 176 pour

Changement équipement de font suite à une communication entre les 2 niveaux de

production dû au percement du tubing long en face des perfos du sommet et

rééquipement du puits en double 2»3/8 + GL sur les mêmes niveaux.

- Snubbing en Décembre 1999 : Effectué par HRL#5 (ENSP), pour nettoyage tubing

long et fond du puits (Perforations bouchées par le sable).

93

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

- Coiled tubing (CTU) en Juillet 2000 : Effectué par Schlumberger Dowel, pour

nettoyage tubing long, perforations bouchées par le sable et stimulation des abords du

puits.

- Coiled tubing (CTU) en Octobre 2000 : Effectué par Schlumberger Dowel, pour

nettoyage tubing long et fond du puits bouchés par le sable (Perforations bouchées par

le sable).

- Coiled tubing (CTU) en Novembre 2001 : Effectué par Schlumberger Dowel, pour

nettoyage tubing et fond du puits bouchés par le sédiment constitué principalement de

sable de formation.

- Coiled tubing (CTU) en Octobre 2002 : Effectué par Schlumberger Dowel, pour

nettoyage tubing long et fond du puits bouchés par le sédiment constitué

principalement de sable de formation.

- Work Over en Janvier 2003 : Effectué par TP#175 (ENTP), pour Abandon des

perforations débitrices d'eau de l'unité (IV) du sommet par squeeze de ciment et

isolation entre deux packers, rééquipement de puits en simple complétion sur les

unités (I+II) de la base avec tubing 2»7/8

- Coiled tubing (CTU) en Juin 2004 : Effectué par Schlumberger Dowel, pour

nettoyage tubing et fond du puits bouchés par le sable de formation.

- Coiled tubing (CTU) en 27/07/2006 : pour nettoyage tubing et fond du puits

(Perforations bouchées par le sable de formation).

- Coiled tubing (CTU) en 23/10/2006 : pour nettoyage tubing et fond du puits

(Perforations bouchées par le sable de formation).

- Coiled tubing (CTU) en 13/12/2006 : pour nettoyage tubing et fond du puits

(Perforations bouchées par le sable de formation).

- Snubbing réalisé du 25/08/2007 au 03/09/2007 : Nettoyage tubing et fond du puits.

- Snubbing réalisé du 15/10/2007au 23/10/2007 : Nettoyage tubing et fond du puits.

- Snubbing réalisé du 30/11/2007au 11/12/2007 : Nettoyage tubing et fond du puits.

- -Snubbing réalisé du 15/02/2008au 21/02/2008 : Nettoyage tubing et fond du puits.

- Snubbing réalisé du 30/03/2008au 07/04/2008 : Nettoyage tubing et fond du puits.

- Snubbing réalisé du 11/05/2008au 17/05/2008 : Nettoyage tubing et fond du puits.

- Snubbing réalisé du23/06/2008au 27/06/2008 : Nettoyage tubing et fond du puits.

- Snubbing réalisé du 31/07/2008au 06/08/2008 : Nettoyage tubing et fond du puits.

- Snubbing réalisé du 30/08/2008au 09/09/2008 : Nettoyage tubing et fond du puits.

- Snubbing réalisé du 01/11/2008au 12/11/2008 : Nettoyage tubing et fond du puits.

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

- Work-Over en 27decembre 2008 : Effectué par TP#175 (ENTP) pour Changement équipement, nettoyage fond du puits et remettre le puits en production sur les unités (II & I) de la base du réservoir dévonien F4.

- Snubbing réalisé du 05/12/2008au 13/12/2008 : Nettoyage tubing et fond du puits. - Snubbing réalisé du 23/06/2009au 03/07/2009. Nettoyage tubing et fond du puits - Snubbing réalisé du 21/09/2009 AU 27/09/2009 : Nettoyage tubing et fond du puits. - Snubbing réalisé du 01/11/2009au 07/11/2009 : Nettoyage tubing et fond du puits. - Coiled tubing (CTU) en 15/5/2012 : pour nettoyage tubing et fond du puits

(Perforations bouchées par le sable de formation).

- Snubbing réalisé du 19/10/2013au 26/10/2013 : Nettoyage tubing et fond du puits. - Snubbing réalisé du 31/03/2014au 06/04/2014 : Nettoyage tubing et fond du puits. - Snubbing réalisé du 15/11/2014au 29/11/2014. Nettoyage tubing et fond du puits - Snubbing réalisé du 03/12/2013 au 22/12/2013 : Nettoyage tubing et fond du puits. - Snubbing réalisé du 01/07/2014 au 08/07/2014 : Nettoyage tubing et fond du puits. - Snubbing réalisé du 11/09/2015 au 20/09/2015 : Nettoyage tubing et fond du puits. - Coiled tubing (CTU) en 23/10/2016 : pour nettoyage tubing et fond du puits

- Control top fond wirline le 24/10/2016 : Descente SB Ø 44,45 mm, top fond à la cote de 1377 m, avec prise d'échantillon...... (Sable)

? Perforation actuel

Depuis sa mise en production (1971) jusqu'au janvier 2003, les deux niveaux de production sommet (unité IV) + base (unités I et II) ont été perforés, après cette date les perforations du sommet (unité IV) ont été squeezées et isolées entre deux packers lors de la dernière reprise du puits en janvier 2003.

Actuellement le puits ZR147 est complété en simple complétion sur la base (unités I & II¹) du réservoir F4 et perforé par canon 4''5/8 (20 t/m) sur les intervalles suivants :

Intervalles ont été réperforés au cours de la

Dernière reprise effectuée le 25/12/2008.

- 1351.10, 0 m - 1357,0 m soit 6.10m (Unité). - 1359.50 m - 1364,5 m soit 5,0 m (Unité). - 1369.0m - 1372, m soit 3,0 m (Unité).

94

4 .PROFIL TECHNIQUE

A/ Forage et tubage

Foré en 22" de 0 m jusqu'à la côte 180,0 m.

Tubé en 16" (H40 - 65 lbs/ft), sabot à 178,2 m.

95

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

y' Foré en 15" de 180,0 m jusqu'à la côte 1300,0 m.

Tubé en 10"3/4 (J55 - 40,5 lbs/ft), sabot à 1280,0 m.

y' Foré en 9" 7/8 de 1300,0 m jusqu'à la côte 1400,0 m

Tubé en 7" (J55 - 23 lbs/ft), sabot à 1398,0 m.

B/ Cimentation

y' Tubage 16" (H40 - 65 lbs/ft).

Colonne cimentée jusqu'en surface.

y' Tubage 10"3/4 (J55 - 40,5 lbs/ft).

Colonne cimentée en double étage avec DV à 698,37 m : 23 tonnes de ciment de

densité d = 1,80 + 9 tonnes de ciment de densité d = 1,34 en 1er étage et 41 tonnes de ciment

de densité d = 1,80 en 2eme étage.

y' Tubage 7" (J55 - 23 lbs/ft).

Cimenté en simple étage avec 10 tonnes de ciment de densité (d= 1,80).Top de ciment

derrière cette colonne à 1287,0 m.

y' Top ciment dans la colonne 7" à 1386,0 m.

NB : Cimentation excellente au droit de réservoir dévonien F4 d'après Le CBL du

14/02/1971.

C/ Composition de la colonne 7"

Colonne simple 7" (J55 - 23 lbs/ft) avec sabot à 1398,0 m.

D/ Equipement de fond actuel

Complétion simple (Voir fiche technique en annexe).

y' Packer permanent "tot» (Baker) 7» (size 84 - 32 lbs.), Bs = 0,43 h=48 à 1344,50 m.

y' Packer hydraulique "wh6» (Baker) 7" à la côte 1320,00 m.

y' Siège "EU» (OTIS) 2"7/8 à 1345.61 m.

y' (03) Mandrins GL, (OTIS) 2"7/8 aux côtes : 533.83 m 976.09 m 1320 m.

y' Tubings 2"7/8 EU (J55 - 6.50 lbs/ft).

5. SERIES ET RESERVOIRS TRAVERSEES PAR LE SONDAGE

A. SERIES TRAVERSEES

y' Série de Zarzaïtine : 0 m à 148 m.

y' Série de Tiguentourine : 148 m à 326 m.

y' Série des calcaires : 326 m à 391 m.

B. RESERVOIRS TRAVERSES

96

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

Réservoirs		Toits - Murs (m)
Carbonifères (B)	B0	441,0	- 504,5
	B2	509,0	- 523,0
	B4	554,0	- 577,0
	B6	582,0	- 596,0
	B8	608,0	- 625,0
	B10a	646,0	- 652,5
	B10b	661,0	- 678,0
	B11	688,0	- 695,0
	B12	711,0	- 729,0
	B14	735,0	- 742,0
Carbonifères (D)	D0a	808,0	- 838,5
	D0b	849,0	- 894,0
	D2	900,0	- 952,0
	D4	960,0	- 986,0
	D6	1005,0	- 1030,0
	D8	1053,0	- 1081,0
Dévoniens (F2 & F4)	F2	1198,0	- 1248,0
	F4	1321,5	- 1375,0

6. DECOUPAGE DU RESERVOIR DEVONIEN F4

Les enregistrements électriques du jeu final effectués sur le puits ZR#147 montrent la présence de toutes les unités (V, IV, III, II et I) composant le réservoir dévonien inférieur F4 (1321,5 m à 1375,0 m) avec une séparation argileuse bien développée (étanche) entre le sommet (unités V, IV et III) et la base (unités I et II), et le découpage du réservoir F4 est comme suit :

Unités	Toits - Murs (m)		HT (m)	(V)
1321,5 - 1336,5	15,0		(IV)
1336,5 - 1344,5	08,0		(III)
1344,5 - 1351,0	06,5		(II)
1351,0 - 1369,0	18		(I)
1369,0 - 1375,0	6

7. EVOLUTION DE LA PRODUCTION DE ZR#147 (BASE)

97

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

Durant les cinq premières années de son exploitation, le comportement de ZR#147 a été normal et la production journalière moyenne de la base de ce puits était anhydre de l'ordre de 100 (m3/j) et un GOR de 150 (m3/m3) jusqu'au 22/06/1976. A partir de cette date la production d'huile de la base de ce puits commençait à diminuer avec une augmentation progressive du pourcentage d'eau jusqu'en Juin 1977. Un test d'étanchéité effectué le 13/06/1977 a montré l'existence d'une communication entre les deux niveaux de production

par le percement du tubing long en face des perfos-sommet. Après la reprise effectuée
en septembre 1977, la production d'huile tournait autour de 75 (m3/j) avec des quantités d'eau négligeables jusqu'en Janvier 2007, en dépit de nombreuses interventions Snubbing + CTU le long de cette période pour des raisons de bouchages par sédiments (sel, paraffine et hydrates au niveau de tubing et sable de formation au niveau des perforations). En janvier 2007 une chute subite de production d'huile 27 (m3/j) a été enregistrée, pour cela un contrôle wire-line a été effectué le 18/03/2007 et a montré une communication tubing-casing.

Apres la reprise effectuée 2007 la production d'huile tournait autour de 60m3/j el la quantité d'eau est presque nulle jusque 2015 avec de variation de production d'huile et plusieurs intervention de Snnubing et CTU pour un de raisons de bouchage au niveau de tubing a dépôt dur et venue de sable de formation .en 2016 un changement de débit à cause de intervention de Snnubing et CTU

Le tableau ci-après résume l'historique de production de la base (unités I+II) de ZR#147.

Le tableau résume l'historique de production de la base (unités I+II) de ZR#147.

Années	Oil (m^3/day)	Fw (%)	GOR (m^3/m^3)	Observations
2000	76,7	0	72	2 CTU le (09/07et10/10) 2000 : nettoyage tubing long et perfos bouchés par le sable.
2001	88,6	1,58	64	CTU le 12/11/2001 : nettoyage tubing long et fond du puits (perfos bouchés par le sable).
2002	51,9	1,93	80	CTU le 21/10/2002 : nettoyage tubing long et perforations bouchées par le sable.
2003	112,6	2,35	62
2004	91,5	6,30	86	CTU le 01/06/2004 : nettoyage tubing et fond du puits bouché par le sable de formation.
2005	85,5	3,43	72	aucune intervention en 2005
2006	68,7	3,47	79	CTU le 13/12/2006 : nettoyage tubing et perforations bouchées par le sable.
11/01/2007	27,2	3,55	210	Test d'étanchéité le 18/03/2007 : Percement du tubing
05/10/2008	59,1	2,0	66	Snubbing en 2008 : Nettoyage tubing et fond du puits.

98

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

07/07/2009	59,9	9.0	64	Snubbing en2009 : Nettoyage tubing et fond du puits.
2010	---	---	---	aucune intervention en 2010
04/10/2011	65,8	6,00	102	aucune intervention en 2011
01/08/2012	43,2	1,00	146	CTU en 2012 : pour nettoyage tubing et fond du puits
02/11/2013	26,2	12,0	243	Snubbing en 2013 : Nettoyage tubing et fond du puits.
28/04/2014	57,2	0,00	85	Snubbing en 2014 : Nettoyage tubing et fond du puits.
29/03/2015	45,7	27,0	61	Snubbing en Nettoyage tubing et fond du puits
29/01/2016	12,9	20,0	61	Control top fond WL : Descente SB, top fond
05/01/2017	61.20	44.50	55	aucune intervention en 2017
15/01/2017	80.30	23.40	70	aucune intervention en 2017

oil(m3/j),GOR(m3/m3),FW(%)

450

400

500

350

300

250

200

150

100

50

0

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

les anneés

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

oil

GOR

FW

2009

2011

2013

2015

Historique de production de puits ZR 147

99

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

8. ETAT ACTUEL DES PUITS AVOISINANTS

Le puits ZR#147 est entouré par 06 puits, dont 05 PPH et 01 PIE, qui sont respectivement : ZR#70, ZR#50, ZR#38, ZR#205, ZR#58 et ZR#227.

? Corrélation avec les Puits Avoisinants

Puits Unités	ZR#147			ZR#205			ZR#227				ZR#70
	Côte (m)	Ht		Côte (m)		Ht	Côte (m)			Ht	Côte (m)		Ht
(V)	1321,5-1336,5	15		1311,0-1317,0		6	1329,5-1339,0			9,5	1332,0-1347,0		15
(IV)	1336,5-1344,5	8		1317,0-1327,0		10	1339,0-1349,5			10,5	1347,0-1354,5		7,5
(III)	1344,5-1351,0	6,5		1327,0-1334,0		7	1349,5-1354,0			4,5	1354,5-1364,5		10
(II)	1351,0-1369,0	18		1334,0-1353,0		19	1354,0-1371,0			17	1364,5-1381,5		17
(I)	1369,0-1375,0	6		1353,0-1357,0		4	1371,0-1379,0			8	1381,5-1386,0		4,5
Puits Unités	ZR#50				ZR#58				ZR#38
	Côte (m)		Ht		Côte (m)			Ht	Côte (m)			Ht
(V)	1308,0-1316,0		8		1316,5-1324,0			7,5	1338,5-1353,5			15
(IV)	1316,0-1324,5		8,5		1324,0-1333,0			9	1353,5-1364,5			11
(III)	1324,5-1329,0		4,5		1333,0-1339,5			6,5	1364,5-1373,0			8,5
(II)	1329,0-1349,5		20,5		1339,5-1356,0			16,5	1373,0-1385,5			12,5
(I)	1349,5-1353,0		3,5		1356,0-1360,5			4,5	1385,5-1392,5			7

? Production Actuelle des Puits Avoisinants

Le tableau ci-après résume les derniers tests effectués aux puits producteurs voisins de ZR#147 et leurs horizons producteurs ainsi que les puits injecteurs.

Puits	Unités de Prod / Inj	Côtes Perforations Actuelles (m)	Production Actuelle
			Date	Qo (m3/j)	Qw (m3/j)	Fw (%)	GOR (m3/m3 )
ZR#205	(I & II^1+2)	1334,5 - 1347,0	19/02/2016	134,5	0,0	0,0	55
		1349,0 - 1352,0
		1354,0 - 1357,0
ZR#227	(I & II^1)	1358.65 - 1362.65	24/05/2016	77,0	0,33	0,3	135
		1364.15 - 1366.14
		1366.15 - 1370.65
ZR#70	(II^1+2)	1363.61 - 1365,61	13/02/2016	10,6	5,7	35,00	146
		1366.61 - 1371.1
		1372.61 - 1375,11
ZR#50	(I & II^1+2)	1340,8 - 1348,0	Puits producteur d'huile fermé le 15/05/1994 à cause du
		1349,5 - 1351,0	WOR de 100% d'eau, puis il a été repris le 25/12/2005.
			Après cette date, le puits donna 100% eau et fût fermé
			pour ennoiement
ZR#58	(I & II^1+2)	1340,5 - 1343,5	Puits producteur d'huile fermé depuis Septembre 1995
		1345,0 - 1349,0	suite à 100% eau.
		1353,0 - 1354,5

100

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

		1356,5 - 1360,5
ZR#38	(I & II^1+2)	1374,0 - 1385,5	Puits producteur d'huile, reconverti en injecteur d'eau
		1385,5 - 1390,0	sur la base du F4 le 20/02/1988, en service.

9. EVOLUTION DE LA PRESSION STATIQUE DE ZR#147B (BASE DU F4)

Les mesures des pressions statiques de fond du puits étaient limitée, en raison du bouchage fréquent du tubing long par du sel, paraffine et parfois par des hydrates.

Date	Mesure	Côte de mesure (m)	Résultats (kg/cm^2)
28/04/1972	PS	1342,6	72,04
03/12/1973	PS	1342,6	70,34
15/04/1982	PS	1178,0	61,30
26/05/1984	PS	1054,0	47,83
15/06/2002	PS	1357,0	72,81
27/06/2004	PS	1355,0	74,94
09-10/02/2010	PS	1357	75.41
26/04/2011	PS	1358	78.56
05/12/2013	PS	1356	65.64

10. RESULTATS DU DERNIER CONTROLE WIRE-LINE

Le dernier contrôle Wire-line effectué au puits en date du 24/10/2016 indiquait :

Dépôts durs, barytine et sable (restrictions

> Avec GC 58,5 mm un passage jusqu'à 1329 m. > Avec GC 57 mm un passage jusqu'à 1339 m. > Avec GC 55 mm un passage jusqu'à 1339 m. > Avec GC 52 mm un passage jusqu'à 1377 m. > Avec SB 44,45 mm un passage jusqu'à 1377 m

11. DEROULEMENT DES OPERATIONS A/Préparation de l'Environnement Puits

> Aménagement de l'état d'accès au puits.

> Aménagement plate-forme et nettoyage cave.

> Aménagement du bourbier.

> Observation des annulaires :(16"x 10"3/4), (10"3/4 x 7") et (7" x 2"7/8).

> Relever l'évolution des pressions s'il y a lieu. B/ Opérations

1) Opération wire-line : Déséquiper le dernier mandrin situé à la côte 1314.27 m.

2) Mise en place de l'appareil et bacs à boue.

3) Fabrication boue à base d'huile, (d = 0,84 - 0,86 ; V = 50 - 60).

101

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

4) Décompression du puits sur torche ; annulaire de production (7" x 2"7/8) et annulaires techniques (16"3/4 x 10"3/4), (10"3/4 x 7").

5) Neutralisation du puits par circulation inverse (espace annulaire - tubing) et observer longuement le puits sur torche. Si le puits est stable, passer aux opérations suivantes :

6) Démontage tête de puits et mise en place des BOP's, test des BOP's à 2000 psi.

7) Remonter équipement de fond tubing 2"7/8 EU et Packer hydraulique situé à la côte 1324m en surface (voir fiche technique en annexe).

8) Assemblage et descente outil de forage 6" + scraper, reforage éventuel des sédiments + Scrappage

Colonne 7» en plusieurs passes jusqu'au top packer permanant ancré à la côte 1344.50, et circulation

Prolongée jusqu'à un retour de boue propre en surface.

9) Descente Packer de test 7», ancrage au-dessus des perforations du sommet (1336,5 m à 1344,0 m) à la côte 1335,6 m, test colonne 7» à 1000 psi, restauration éventuelle en cas de non étanchéité (Localisation fuites par palier de test).

10) Descente et pose Plug DR à l'intérieur du packer Permanent 'D» 7» à 1344.50.

11) Test étanchéité des perforations du sommet (1336,10 m à 1343,60 m) à 600 psi, restauration éventuelle en cas de non étanchéité. Si perforations étanches passer aux opérations ci-après

12) Remonter bouchon DR en surface + Assemblage et descente fraise + milling-tool, fraisage Packer permanent situé à côtes 1344.50 et récupération en surface.

13) Assemblage et descente outil 6" + Scraper, reforage éventuel des sédiments + scrappage colonne 7" en plusieurs passes jusqu'au top fond à 1390.0 m (Top ciment dans la colonne 7»), avec circulation prolongée sur 2 à 3 fois le cycle du puits jusqu'à un retour de boue propre en surface.

14) Opérations électriques :

A. Prévoir l'enregistrement d'un GR - CCL.

B.Reperforation de la série des perfos de l'unité (I) de la base par canon milinium 4"1/2 (charges 4"1/2 - 20 shoots/m) sur l'intervalle suivant : 1372,0 m à 1375,0 m soit 03,0 m. C. Passe junck catcher et pose packer permanant à la côte 1344.50.

15) Assemblage et descente Anchor-Seal, test ancrage packer permanant en traction et compression à (+ et -) 7 tonnes, test étanchéité du packer par EA (7" x tiges) à 600 psi.

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Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

16) Assemblage et descente équipement de fond simple, tubing 2"7/8 EU + Packer hydraulique à la côte 1335.6,0 m selon le schéma ci-joint en annexe avec mandrins Gas - Lift aux côtes suivantes:

Mandrins	Côtes (m)	Type & Vanne GL	Pr Tarage (psi)
1	533.83	BK 3/16	1160
2	976.09	BK 3/16	1110
3	1320	BK 1/16	Vide
4	----

17) Ajustage trains de tubings sur olive de suspension, démontage des BOP, et mise en place de la tête de puits.

18) circulation par espace annulaire casing - tubing, changement boue par brut inhibé.

19) Opération Wire Line

a- Contrôle passage tubing 2"7/8 EU jusqu'au top fond à 1390m.

b- Mise en place d'un clapet dans le siège.

c- Equiper le dernier mandrin par bouchon DK.

d- Test étanchéité du tubing à 1000 psi.

e- Test étanchéité Packer hydraulique à 1000 psi.

e- Remonter les bouchons DK et rééquiper les mandrins par vannes GL,

f- Repêchage clapet + contrôle fond.

20) Top DTM.

21) Raccordement, Dégorgement puits sur torche et passage sur SE, traitement éventuel selon les résultats.

N.B : Toutes les côtes mentionnées au programme sont des côtes forage.

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH

Forée jusque 1400 m

Shore 7" a 1398,00 m

Tubing 2^»7/8 EU

Tubage 7»(J55 - 23 lbs/ft)

M1 : 533.83 m- BK 1/16Psi

0 m

Casing 7^» (J55 - 23 lbs/ft)

M2 : 976.09 m - BK 1/16

Behind top, cement csg 7» at 1286,60 m

M3 :1320m - BK 1/16

1321,5 m

Packer hydraulique a 1324 m

Reservoir (V+IV+III)

Perforations squeezée au droit e l'unité IV : 1336.50 m à 1344,0 m

Permanent packer ₇» à 1344,50m

1351,0 m

1375,0 m

Reservoir
(I+II)

Perforation au droit de l'unité (II) sur intervalle

Perforation au droit de l'unité (I) sur intervalle

1359.50a1364.50m et 1369.0a1372.00m

Top cement in the csg 7^» at 1390 m

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SCHEMA D'EQUIPEMENT PRECONISE SUR ZR#147 (PPH)

104

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH