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

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.

102

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

103

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

104

Annexe 5 : Programme de Work-Over ZR147 PPH