La Production Fond [eljqvkpp7d41]\nUploaded by: farouk\nDownload & View La Production Fond as PDF for free.\ntechniques d'exploitation pétrolière D. PERRIN M. CARON G. GAILLOT\npublications de l'insîituî français du pétrole\nA EDITIONS TECHNIP\nNSTITUT FRANÇAIS DU PÉTROLE Ecol^/nationale supérieure du\npétrole et des moteurs\nCentre développement et exploitation des gisements\ntechniques d'exploitation pétrolière\nla production fond Denis PERRIN Coordinateur formation Production à ENSPM Formation Industrie Professeur à l'École Nationale Supérieure du Pétrole et des Moteurs\nMichel CARON et Georges GAILLOT ENSPM Formation Industrie\nÉDITIONS TECHNIP 2 7\nRUE GINOUX 75737 PARIS\nCEDEX 1 5\n© 1995. Éditions Technip, Paris et Institut Français du Pétrole, Rueil-Malmaison Toute reproduction, môme partielle, de cet ouvrage par quelque procédé que ce soit est rigoureusement interdite par les lois en vigueur.\nISBN 2-7108-0682-7 ISSN 0768-147X\nFabrication : Éditions Technip Impression : Imprimerie Nouvelle, 45800 Saint-Jean-de-Braye\nChapitre 1 INTRODUCTION À LA COMPLÉTION\n1.1 Principaux facteurs influençant la conception d’une complétion................................ 1 1.1.1 Paramètres liés à l’objectif du puits................................................................................................ 2 1.1.1.1 Les puits d’exploration...................................................................................................... 2 1.1.1.2 Les puits de confirmation ou d’appréciation..................................................................... 3 1.1.1.3 Les puits de développement............................................................................................... 3 1.1.2 Paramètres liés à l’environnement................................................................................................. 4 l.U Paramètres liés au forage................................................................................................................... 4 1.1.3.1 Appareil de forage utilisé.................................................................................................. 4 1.1.3.2 Profil du puits.................................................................................................................... 4 1.1.3.3 Programme de forage et de cuvelage................................................................................ 5 1.1.3.4 Traversée proprement dite du ou des réservoirs et fluide de forage................................. 6 1.1.3.5 Cimentation du cuvelage de production............................................................................ 6 1.1.4 Paramètres liés au gisement........................................................................................................... 6 1.1.4.1 Pression du gisement et son évolution.............................................................................. 6 1.1.4.2 Interfaces entre fluides et leur évolution........................................................................... 8 1.1.4.3 Nombre de niveaux à exploiter......................................................................................... 9 1.1.4.4 Caractéristiques des roches et nature des fluides.............................................................. 9 1.1.4.5 Profil de production et nombre de puits nécessaires......................................................... 9 1.1.5 Paramètres liés à l’exploitation.......................................................................................................... 10 1.1.5.1 Sécurité.................................................................................................................................. 10 1.1.5.2 Puits éruptif ou activé........................................................................................................ 10 1.1.5.3 Conditions d’exploitation.................................................................................................. 11 1.1.5.4 Opérations probables de mesure, d’entretien ou de reprise du puits................................ 11 1.1.6 Paramètres liés aux techniques de complétion.............................................................................. 11 1.1.7 Synthèse : conception d’une complétion....................................................................................... 12\n1.2 Approche globale de la capacité de débit d’un puits.................................................... 13 1.2.1 Équation de base............................................................................................................................ 13 1.2.1.1 Cas d’un liquide..................................................................................................................... 13 1.2.1.2 Cas d’un gaz........................................................................................................................... 15 1.2.1.3 Remarque............................................................................................................................... 16\nÉléments sous droits d'a\n1.2.2 Analyse des différents termes et considérations qui en découlent............................................... 16 1.2.2.1 Diminuer la contre-pression PF....................................................................................... 17 1.2.2.2 Limiter le déclin de PG.................................................................................................... 20 1.2.2.3 Augmenter lPouC................................................................................................................ 21 1.2.3 Courbes de performances................................................................................................................. 21 1.2.4 Synthèse........................................................................................................................................... 23 1.3 Principales configurations d’une complétion......................................................................................... 23 13.1 Impératifs de base........................................................................................................................ 24 1.3.1.1 Tenue des parois du trou.................................................................................................. 24 13.1.2 Sélectivité.......................................................................................................................... 25 1.3.1.3 Restriction minimum au passage du fluide..................................................................... 25 13.1.4 Sécurité du puits.................................................................................................................. 25 13.1.5 Réglage du débit.................................................................................................................. 25 1.3.1.6 Interventions ultérieures...................................................................................................... 25 13.2 Principales configurations de la liaison couche-trou....................................................................... 26 1.3.2.1 Complétions en trou ouvert................................................................................................. 26 1.3.2.2 Complétions en trou cuvelé................................................................................................. 27 133 Principales configurations de la ou des colonnes de production........................................................ 28 1.3.3.1 Complétions conventionnelles............................................................................................. 28 1.3.3.2 Complétions tubingless (sans tubing).................................................................................. 32 1.3.3.3 Complétions miniaturisées.................................................................................................. 33 1.4 Principales phases d’une complétion..................................................................................................... 33 1.4.1 Contrôle et conditionnement du trou................................................................................................ 34 1.4.2 Restauration éventuelle de la cimentation........................................................................................ 34 1.43\nRétablissement de la liaison couche-trou....................................................................................... 34\n1.4.4 Essai du puits.................................................................................................................................... 35 1.4.5 Traitement de la couche................................................................................................................... 35 1.4.6 Équipement du puits......................................................................................................................... 35 1.4.7 Mise en service du puits et évaluation de sesperformances............................................................. 36 1.4.8 Déménagement de l’appareil............................................................................................................ 36 1.4.9 Interventions ultérieures : mesures, entretien, reprise, abandon...................................................... 36\nChapitre 2 RÉALISATION DE LA LIAISON COUCHE-TROU\nForage et cuvelage de la couche productrice........................................................................................ 37 2.1.1 Sécurité du puits............................................................................................................................... 37 2.1.2 Fluides pour le « forage » de la couche productrice........................................................................ 38 2.1.2.1 Contraintes........................................................................................................................... 38 2.1.2.2 Fluides de complétion......................................................................................................... 41\nConsidérations à propos des diamètres de forage et de cuvelage........................................ 44\n2.1.4 Cuvelage et cimentation......................................................................................................... 44 2.2 Contrôle et restauration éventuelle de la cimentation..................................................................... 45 2.2.1 Contrôle de la cimentation..................................................................................................... 45 2.2.1.1 Anomalies de base rencontrées suite à une cimentation primaire............................. 45 2.2.1.2 Principales méthodes de contrôle d’une cimentation................................................ 46 2.2.2 Restauration des cimentations................................................................................................ 50 2.2.2.1 Généralités.................................................................................................................... 50 2.2.2.2 Techniques d’esquiche................................................................................................... 50 2.2.2.3 Procédures d’esquiche et garnituresassociées............................................................... 52 2.2.2.4 Mise en œuvre (dans le casd’uneesquiche basse pression)........................................... 58 2.3 Perforation........................................................................................................................................... 61 2.3.1 Les charges creuses................................................................................................................... 61 2.3.1.1 Principe........................................................................................................................ 61 2.3.1.2 Norme API RP 43........................................................................................................ 62 2.3.2 Principaux paramètres influençant la productivité de la zone produite par perforation........ 65 2.3.2.1 Nombre de perforations réellement actives............................................................... 65 2.3.2.2 Répartition des perforations sur la hauteur de la zone à produire (effet d’étranglement).. 2.3.2.3 Pénétration des perforations.......................................................................................... 65 2.3.2.4 Caractéristiques de la zone broyée............................................................................. 66 2.3.2.5 Nombre de direction de tir......................................................................................... 66 2.3.2.6 Diamètre des perforations.............................................................................................. 67\n233 Méthodes de perforation et types de canons correspondants................................................... 67 2.3.3.1 Perforation en surpression avant équipement............................................................... 68 2.3.3.2 Perforation en dépression après équipement................................................................. 70 2.3.3.3 Perforation avec les TCP (tubing conveyed perforator)............................................... 72 2.3.4 Points spécifiques de la technique opératoire........................................................................ 74 2.3.4.1 Sécurité......................................................................................................................... 74 2.3.4.2 Calage des perforations................................................................................................. 75 2.3.4.3 Nettoyage des perforations............................................................................................ 76 2.3.4.4 Contrôle du résultat....................................................................................................... 79 2.4 Traitement des couches....................................................................................................................... 79 2.4.1 Problèmes rencontrés................................................................................................................. 79 2.4.1.1 Phénomènes de base intervenant dans le cas d’une consolidation insuffisante de la formation 79 2.4.1.2 Phénomènes de base intervenant dans le cas d’uneproductivité insuffisante............... 80 2.4.1.3 Principales causes des problèmes................................................................................. 82 2.4.1.4 Outils de diagnostic...................................................................................................... 83 2.4.2 Principaux remèdes dans le cas d’une consolidation insuffisante : le contrôle des sables.... 84 2.4.2.1 Pourquoi contrôler le sable ?..................................................................................... 84 2.4.2.2 Procédés de contrôle des sables..................................................................................... 84 2.4.2.3 Mise en œuvre d’un gravillonnage en trou cuvelé perforé........................................ 89 2.43\nPrincipaux remèdes dans le cas d’une productivité insuffisante : les stimulations............. 92 2.4.3.1 Principaux types de stimulation................................................................................... 92 2.4.3.2 Acidification................................................................................................................. 93 2.4.3.3 Fracturation hydraulique............................................................................................... 98\nÉléments sous c*' '\n2.5 Cas particulier des puits horizontaux........................................................................ 111 2.5.1 Intérêts pour l’exploitation des gisements......................................................................... 111 2.5.1.1 Formation ayant une faible perméabilité..................................................................... 111 2.5.1.2 Formation de faible épaisseur...................................................................................... 112 2.5.1.3 Formation colmatée..................................................................................................... 112 2.5.1.4 Effet de turbulence....................................................................................................... 112 2.5.1.5 Débit critique............................................................................................................... 113 2.5.1.6 Formation insuffisamment consolidée......................................................................... 113 2.5.1.7 Formation naturellement fracturée, hétérogène......................................................... 114 2.5.1.8 Récupération assistée................................................................................................... 114 2.5.2 Problèmes spécifiques en ce qui concerne la liaison couche-trou.................................... 114 2.5.2.1 Configuration de la liaison couche-trou..................................................................... 114 2.5.2.2 Descente et cimentation éventuelle du liner................................................................ 115 2.5.2.3 Perforation................................................................................................................... 115 2.5.2.4 Contrôle des sables..................................................................................................... 116 2.5.2.5 Stimulation................................................................................................................... 117 2.5.2.6 Configuration de la ou des colonnes de production................................................... 118\nChapitre 3 ÉQUIPEMENT DES PUITS ÉRUPTIFS\n3.1 Configuration générale de l’équipement d’un puits éruptif....................................... 119 3.2 La tête de production.................................................................................................. 122 3.2.1 Suspension (et ancrage) du tubing........................................................................................ 122 3.2.2 L’arbre de Noël...................................................................................................................... 122\n3.3 La colonne de production ou tubing........................................................................... 126 33.1 Caractéristiques des tubings................................................................................................. 126 3.3.1.1 Diamètre nominal et caractéristiques géométriques.................................................. 127 3.3.1.2 Masse nominale........................................................................................................... 128 3.3.1.3 Grades d’acier et caractéristiques métallurgiques des tubings................................... 128 3.3.1.4 Connexion des tubes. Filetages.................................................................................. 130 3.3.1.5 Caractéristiques mécaniques des tubes « tubing »..................................................... 132 333\nChoix du tubing.................................................................................................................... 3.3.2.1 Détermination du diamètre nominal du tube.............................................................. 3.3.2.2 Détermination du grade et de la masse nominale........................................................ 3.3.23 Détermination de la connexion et de la métallurgie...................................................\n133 133 134 135\n3.4 Les packers. Étanchéités d’annulaire..................................................................................... 136 3.4.1 Les fluides de packer (ou fluide d’annulaire)...................................................................... 137 3.4.2 Les grandes familles de packer............................................................................................. 137 3.43 Choix du packer.................................................................................................................... 138 3.4.4 Packers de production permanents reforables.................................................................. 138\n3.4.4.1 Description du packer 415 D..................................................................................... 138 3.4.4.2 Pose du packer 415 D à la ligne électrique............................................................... 139 3.4.4.3 Pose du packer 415 D avec un train de tubes............................................................. 140 3.4.4.4 Connexion tubing-packer 415 D............................................................................... 142 3.4.4.5 Reforage du packer 415 D......................................................................................... 142 3.4.4.6 Avantages et inconvénients des packers permanents reforables............................... 144 3.4.5 Packers retirables.................................................................................................................. 144 3.4.5.1 Packers retirables à ancrage hydraulique.................................................................... 144 3.4.5.2 Packers retirables à ancrage mécanique..................................................................... 146 3.5 Équipements de fond......................................................................................................................... 148 3.5.1 Dispositif de circulation......................................................................................................... 148 3.5.1.1 Vanne de circulation à chemise coulissante.............................................................. 148 3.5.1.2 Mandrin à poche latérale........................................................................................... 150 3.5.1.3 Sièges perforés............................................................................................................ 150 3.5.1.4 Conclusion. Comparaison......................................................................................... 150 3.5.2 Sièges pour outils................................................................................................................... 151 3.5.2.1 Sièges full bore simple.............................................................................................. 152 3.5.2.2 Sièges füll bore sélectif............................................................................................... 153 3.5.2.3 Sièges full bore top no-go......................................................................................... 154 3.5.2.4 Sièges bottom no-go................................................................................................... 155 3.5.2.5 Tableau récapitulatif des sièges................................................................................. 156 3.5.2.6 Utilisation de plusieurs sièges dans un même tubing................................................ 158 3.5.3 Autres éléments de fond........................................................................................................ 159 3.6 Les vannes de sécurité de subsurface.............................................................................................. 159 3.6.1 Vannes de sécurité de fond autopilotées (SSCSV)................................................................. 160 3.6.1.1 Vannes de sécurité de fond autopilotées par la pression différentielle....................... 160 3.6.1.2 Vannes de sécurité de fond autopilotées par la pression locale................................ 162 3.6.2 Vannes de sécurité de subsurface commandées depuis la surface (SCSSV).......................... 162 3.6.2.1 Vannes récupérables au câble (WLR)......................................................................... 164 3.6.2.2 Vannes vissées sur le tubing (TR).............................................................................. 164 3.6.2.3 Vannes mixtes............................................................................................................. 166 3.6.2.4 Vannes de sécurité de subsurface tubing-annulaire (SSTA)..................................... 166 3.6.2.5 Autres vannes.............................................................................................................. 166 3.7 Mise en place de l’équipement........................................................................................................ 168 3.7.1 Opérations préliminaires......................................................................................................... 168 3.7.1.1 Reconditionnement de la tête de puits....................................................................... 170 3.7.1.2 Contrôle du trou.......................................................................................................... 170 3.7.1.3 Diagraphies en trou cuvelé......................................................................................... 171 3.7.1.4 Reconditionnment du BOP......................................................................................... 171 3.7.1.5 Rétablissement de la liaison couche-trou : perforation............................................. 171 3.7.2 Mise en place de l’équipement de subsurface pour un puits équipé d’un packer permanent (mis en place préalablement à la descente du tubing)........................................................... 171 3.7.2.1 Pose du packer (et de son extension sous packer)..................................................... 172 3.7.2.2 Assemblage, descente (et test en cours de descente) de l’équipement....................... 173 3.7.2.3 Mise en place du siège pour vanne de sécurité de subsurface et poursuite de la descente. 174 3.7.24 Ajustement de la garniture de production et fin de l’équipement du tubing................ 174 3Z7.2.5 Pose de l’olive dans la tête de suspension du tubing................................................. 176 3.7.2.6 Test de la colonne de production et de l’annulaire.................................................... 176\nÉléments droits J' '-jî\n3.73 Principales différences de mise en place de l'équipement de subsurface lorsque l'équipement comprend un packer hydraulique (descendu directement avec le tubing)................................... 177 3.7.3.1 Assemblage, descente (et test en cours de descente) de l’équipement............................ 177 3.132 Mise en place du siège pour SCSSV et fin dela descente del’équipement................ 177 31.3.3 Test partiel de la colonne de production.......................................................................... 178 3.1.3A Ancrage du packer hydraulique, pose de l’olive de suspension du tubing et tests.......................... 178 3.7.4\nMise en place de l’arbre de Noël et mise en service du puits.................................................... 179 3.7.4.1 Remplacement du BOP par l’arbre de Noël.................................................................... 179 3.7.4.2 Test de la tête de production............................................................................................ 180 3.7.4.3 Mise en place du fluide d’annulaire et dufluidededégorgement..................................... 180 3.7.4.4 Mise en place et test de la SCSSV.................................................................................... 181 3.1 A.5 Dégorgement du puits................................................................................................... 182\n3.73 Rapport final de complétion......................................................................................................... 183\nChapitre 4 ACTIVATION DES PUITS\nLe pompage............................................................................................................................................ 185 4.1.1 Principe et types de pompage.................................................................................................... 185 4.13 Le pompage aux tiges.................................................................................................................. 186 4.1.2.1 Principe.............................................................................................................................. 186 4.1.2.2 L’équipement de fond........................................................................................................ 188 4.1.2.3 Choix des paramètres de pompage.................................................................................. 196 4.1.2.4 Les unités de pompage ou pumpings units (PU)............................................................. 198 4.13 Le pompage centrifuge immergé................................................................................................... 205 4.1.3.1 Éléments constitutifs de la pompe................................................................................... 205 4.1.3.2 L’équipement de commande en surface.......................................................................... 208 4.1.3.3 Choix d’une pompe........................................................................................................... 209 4.1.4\nLe pompage hydraulique.............................................................................................................. 210 4.1.4.1 Généralités......................................................................................................................... 210 4.1.4.2 Principe de la pompe à piston.......................................................................................... 210 4.1.4.3 Équipement puits............................................................................................................... 212 4.1.4.4 Principe de la pompe à jet................................................................................................ 215 4.1.4.5 La turbo-pompe................................................................................................................. 216\n4.13 La pompe Moineau......................................................................................................................... 216 4.1.6 Mesures sur puits pompés.............................................................................................................. 218 4.1.6.1 Mesures des niveaux dans l’espace annulaire (échométrie)............................................ 218 4.1.6.2 Mesures dynamométriques à la tige polie....................................................................... 219 4.1.6.3 Mesures d’intensité en pompage centrifuge immergé..................................................... 223 4.1.7 Détermination d’une installation de pompage............................................................................. 226 4.1.7.1 Installation de pompage aux tiges................................................................................... 226 4.1.7.2 Pompage centrifuge immergé........................................................................................... 231 4.1.7.3 Pompage hydraulique à piston......................................................................................... 232 4.1.7.4 Pompage hydraulique à jet................................................................................................ 233\n4.2 Le 4.2.1\ngas lift....................................................................................................................... 234 Principe et types de gas lift...................................................................................... 234 4.2.1.1 Principe.................................................................................................................................... 234 4.2.1.2 Types de gas lift....................................................................................................................... 234\n4.2.2 Considérations relatives aux puits................................................................................................... 237 4.2.2.1 Détermination des conditions opératoires dans le cas du gas lift continu............................ 237 4.2.2.2 Gradients de pression dans les puits en débit........................................................................ 239 4.2.2.3 Décharge d’un puits au démarrage avec vannes de décharge............................................... 242 4.2.2.4 Technologie des vannes de gas lift........................................................................................ 245 4.2.2.5 Équipements de tubing spécifiques au gas lift....................................................................... 248 4.2.2.Ô Les outils de décentrage ou de positionnement..................................................................... 253 4.2.3 L’équipement de surface sur un puits en gas lift........................................................................... 256 4.2.3.1 Dispositifs d’injection............................................................................................................... 256 4.2.3.2 Dispositifs de mesures.............................................................................................................. 258\n4.3 Choix d’un procédé d’activation........................................................................................................ 260 43.1\nCritères économiques........................................................................................................................ 260\nCritères techniques........................................................................................................................... 261\n433 Prise de décision...................................................................................................................................... 261 43.4\nPrincipaux avantages et inconvénients des procédés d’activation........................................... 262 4.3.4.1 Pompage aux tiges.................................................................................................................... 262 4.3.4.2 Pompage centrifuge immergé................................................................................................... 263 4.3.4.3 Pompage hydraulique............................................................................................................... 263 4.3.4.4 Gas lift continu.......................................................................................................................... 264\nChapitre 5 INTERVENTIONS SUR LES PUITS 5.1 Principaux types d’interventions...............................................................................................\n5.1.1 Opérations de mesure......................................................................................................................... 268 5.1.1.1 En tête de puits....................................................................................................................... 268 5.1.1.2 Dans le tubing......................................................................................................................... 269 5.1.1.3 En fond du puits..................................................................................................................... 269 5.13 Opérations d’entretien......................................................................................................................... 269 5.1.2.1 Interventions sur la tête de puits............................................................................................ 269 5.1.2.2 Interventions au niveau du tubing et de son équipement........................................................ 270 5.1.2.3 Interventions en fond de puits et sur la liaison couche-trou................................................... 270 5.13 Opérations de reconditionnement ou de reprise.............................................................................. 270 5.1.3.1 Défaillance des équipements.................................................................................................... 270 5.1.3.2 Modification des conditions d’exploitation........................................................................... 271 5.1.3.3 Réparation ou modification de la liaison couche-trou............................................................ 271 5.1.3.4 Changement de l’objectif du puits......................................................................................... 272 5.1.3.5 Instrumentation......................................................................................................................... 272\n5.2 Interventions légères sur puits en pression......................................................................... 272 5.2.1 Le travail au câble................................................................................................................................ 272\nÉlément, cous droits d'au\n5.2.1.1 Principe et domaine d’application................................................................................... 5.2.1.2 Le matériel de surface...................................................................................................... 5.2.1.3 Le train de travail au câble.............................................................................................. 5.2.1.4 Les outils de travail au câble...........................................................................................\n272 273 280 286\n5.2.2 Le pompage................................................................................................................................... 292 5.3 Interventions lourdes sur puits en pression............................................................................................ 292 53.1 Le coiled tubing............................................................................................................................. 293 5.3.1.1 Principe et domaine d’application................................................................................... 293 5.3.1.2 Description du matériel................................................................................................... 294 5.3.1.3 Considérations opératoires................................................................................................ 298 5.33\nLesnubbing.................................................................................................................................... 299 5.3.2.1 Principe et domaine d’application..................................................................................... 299 5.3.2.2 Description du matériel..................................................................................................... 301 5.3.2.3 Considérations opératoires................................................................................................ 309\n5.4 Interventions sur les puits tués............................................................................................................... 310 5.4.1 Moyens d'interventions sur puits tués.......................................................................................... 310 5.43 Déroulement général d'une intervention........................................................................................ 311 5.4.2.1 Préparation du puits (avant l’arrivée de l’unité d’intervention)...................................... 311 5.4.23 Mise en sécurité du puits (avant installation de l’unité d’intervention)............................ 311 5.43.3 Mise en place de l’unité d’intervention........................................................................... 312 5.43.4 Neutralisation du puits....................................................................................................... 312 5.43.5 Remplacement de l’arbre de Noël par les obturateurs.................................................... 312 5.43.6 Déséquipement du puits.................................................................................................... 313 5.43.7 Opérations en fond de puits, rééquipement du puits, remplacement des obturateurs par l’arbre de Noël et redémarrage du puits.......................................................................... 313 5.43.8 Déménagement de l’appareil............................................................................................. 313 5.43 Considérations particulières relatives à la neutralisation du puits............................................... 314 5.4.3.1 Neutralisation par circulation............................................................................................ 314 5.4.33 Neutralisation par esquiche................................................................................................. 315 5.4.3.3 Observation du puits.......................................................................................................... 315 5.4.3.4 Phase finale de la neutralisation...................................................................................... 316 5.4.4\nCas des gisements dépiétés.......................................................................................................... 316 5.4.4.1 Problème des pertes et de l’endommagement de la couche............................................ 316 5.4.43 Problème du redémarrage du puits.................................................................................. 318\n5.43 Outils d'instrumentation................................................................................................................. 318 5.5 Cas particuliers......................................................................................................................................... 321 53.1 Interventions sur les puits horizontaux.......................................................................................... 321 5.53 Interventions sur les puits sous-marins............................................................................................ 323\nLe mot complétion de par son origine (de l’anglais « to complété »), signifie achève ment et, plus particulièrement dans le cas qui nous concerne, achèvement du puits qui vient d’être foré. La complétion est donc le maillon entre le forage proprement dit du puits et l’exploi tation de celui-ci. De ce fait, la complétion englobe l’ensemble des opérations destinées à la mise en service du puits et, en particulier, la réalisation de la liaison couche-trou, le traitement de la couche, l’équipement du puits, sa mise en production et son évaluation (par couche, il faut entendre une zone constituée de roches « réservoirs » contenant des hydrocarbures récupérables). D’une façon générale on considère habituellement que certaines opérations de mesure et d’entretien dans le puits ainsi que les opérations de reconditionnement ou de reprise (workover) qui pourraient se révéler nécessaires sont aussi du domaine de la complétion. La complétion est fortement dépendante et souvent même imbriquée avec les phases qui la précèdent et celles qui la suivent. Aussi peut-on dire qu'elle commence dès l’implantation du puits et qu’elle ne finit qu’avec l’abandon de ce puits. C’est ainsi que, quelle que soit l’entité chargée de réaliser la complétion et le recondi tionnement des puits, celle-ci est concernée au premier chef par la façon dont l’ouvrage a été réalisé et par les problèmes d’exploitation que pose ou posera le gisement (appelé aussi réservoir). Le compléteur aura donc à travailler très étroitement avec le foreur (les deux pouvant d’ailleurs être réunis au sein d’une même entité) et ce en liaison avec les gens de gisement et les exploitants.\n1.1 PRINCIPAUX FACTEURS INFLUENÇANT LA CONCEPTION D’UNE COMPLÉTION Les facteurs qui influencent la conception d’une complétion sont très nombreux. Aussi, avant d’en faire une synthèse, nous n’étudierons ici que les principaux facteurs selon six catégories : - les paramètres liés à l’objectif du puits ; - les paramètres liés à l’environnement;\nÉléments sous droits d'\nles paramètres liés au forage ; les paramètres liés au gisement ; les paramètres liés à l’exploitation ; les paramètres liés aux techniques de complétion.\n1.1.1 Paramètres liés à l’objectif du puits L’objectif d’un puits peut varier selon le puits concerné. On distingue principalement : - les puits d’exploration ; - les puits de confirmation ou d’appréciation ; - les puits de développement.\n1.1.1.1 Les puits d’exploration L’objectif premier de ces puits est de définir la nature (eau, huile ou gaz) des fluides présents dans la roche réservoir et d’obtenir les premiers renseignements sur le gise ment, donc de pouvoir effectuer des mesures. Par priorité on cherche alors à définir : - la nature et les caractéristiques des fluides en place (y compris l’eau) ; - les caractéristiques de la couche et plus particulièrement la pression initiale, la tem pérature ainsi qu’une perméabilité et une productivité approximatives. En général cela conduit à : - effectuer un certain nombre de mesures à l’aide d’outils descendus au bout d’un câble électrique (diagraphies différées) ; - descendre une garniture provisoire de test permettant de mener à bien des essais de production. Au cours de ces essais de production (ou essais de puits), on cherche en particulier à prélever des échantillons et à enregistrer la variation de la pression de fond associée à une variation de débit (mise en production du puits à un débit stabilisé Q ou fermeture du puits après un débit stabilisé Q). Par la suite, le puits fait l’objet d’un abandon provisoire ou définitif. Notons que l’élaboration du programme relatif à cet essai et à cet abandon se trouve compliquée par le fait que les données nécessaires ne sont généralement connues que très partiellement et souvent qu’au tout dernier moment. Les renseignements tirés de ce puits d’exploration vont venir compléter les données déjà disponibles de par la géologie, la géophysique,... A partir de là, il faut prendre la décision : - soit de ne pas développer ; - soit de développer le gisement ; - soit de faire un ou plusieurs puits supplémentaires pour compléter les renseigne ments dont on dispose (voir paragraphe suivant).\n1.1.1.2 Les puits de confirmation ou d’appréciation L’objectif de ces puits est de préciser ou de compléter les informations fournies par les puits d’exploration proprement dits. On cherche également, si l’on ne se trouve pas trop limité en temps pour des raisons de sécurité, à déterminer les caractéristiques lointaines du gisement et en particulier : - la perméabilité lointaine ; - la présence d’hétérogénéité, de discontinuité, de faille; - les limites du réservoir, une alimentation éventuelle. Pour cela on procède à un essai de puits, généralement de plus longue durée que dans le cas d’un puits d’exploration. L’utilisation combinée de l’ensemble des renseignements obtenus sur ces différents puits permet d’effectuer les premières corrélations entre puits et donc d’avoir une image à l’échelle du gisement et non plus seulement à celle du puits. A partir de là il faut : - élaborer des avant-projets de développement avec les prévisions de production cor respondantes ; - prendre la décision de développer ou non le gisement, et si oui, choisir l’avant pro jet et élaborer le projet correspondant. 1.1.1.3 Les puits de développement Pour ces puits, l’objectif principal n’est plus d’effectuer des mesures mais de mettre en service le puits en privilégiant sa capacité de débit. Toutefois il est important sur ces puits de procéder aussi à un essai de puits : - pour évaluer l’état du puits et vérifier, après coup, l’efficacité de la complétion réa lisée ; - et éventuellement, pour obtenir des renseignements complémentaires sur le gisement. On peut distinguer différents types de puits de développement : les puits de produc tion, les puits d’injection, les puits d’observation. A. Les puits de production Ce sont les plus nombreux. Il s’agit alors d’optimiser le rapport productivité/prix. B. Les puits dfinjection Ils sont beaucoup moins nombreux, mais ils ont souvent une importance très grande pour l’exploitation du gisement. En particulier on peut distinguer les puits d’injection pour le maintien de pression du gisement et les puits d’injection pour se débarrasser d’un fluide indésirable. C. Les puits d9observation Ils sont généralement peu nombreux, voire inexistants. Ils sont complétés pour suivre l’évolution de paramètre du gisement (interface entre fluide, pression,...).\nParfois on peut récupérer pour cela des puits déjà forés qui se révèlent inaptes à la production et à l’injection. Un même puits peut être utilisé dans le temps de manière différente, par exemple en production puis en injection (après éventuellement une période de fermeture plus ou moins importante). La suite de cet ouvrage concerne plus particulièrement le cas des puits producteurs.\n1.1.2 Paramètres liés à l'environnement Le pays dans lequel on se trouve et la situation du puits, que ce soit à terre (plaine ou montagne, zone désertique ou agricole ou habitée, ...) ou en mer (intervention à partir d’un engin flottant, développement à partir d’un support fixe ou par tête de puits sousmarine) vont introduire des contraintes, principalement en ce qui concerne : -\nles possibilités d’approvisionnement; la place disponible ; les utilités disponibles ; les règles de sécurité à appliquer; les opérations réalisables ou non.\nIl faut aussi tenir compte des conditions météorologiques et, le cas échéant, océano graphiques.\n1.1.3 Paramètres liés au forage 1.1.3.1 Appareil de forage utilisé Si parfois la complétion du puits est réalisée avec un appareil spécifique qui vient remplacer l’appareil utilisé pour le forage, le plus souvent c’est le même appareil qui sert au forage et à la complétion du puits. Il faut donc tenir compte : - des caractéristiques de l’appareil en place ; - de sa dotation en équipement ; - des unités complémentaires (unité de cimentation,...) dont il dispose. En fait, il vaut mieux choisir au départ l’appareil de forage en tenant compte aussi des besoins spécifiques à la phase complétion. 1.1.3.2 Profil du puits La déviation du puits, liée à l’exploitation de puits groupés en surface (à terre ou sur plate-forme en mer) ou à des considérations de gisement (forage horizontal, ...) peut entraîner des limitations, voire des impossibilités, en ce qui concerne le choix d’équipe ments ou de techniques d’intervention dans le puits.\n1.1.3.3 Programme de forage et de cuvelage (fig. 1.1) Dans le cas d’un puits de développement, le plus important est d’avoir un puits qui offre un diamètre suffisant par rapport aux équipements qui seront à y mettre en place. Par contre, augmenter le diamètre de forage de la couche productrice au-delà du dia mètre requis par l’équipement de production n’augmente que très peu la capacité de débit du puits. C’est donc le diamètre intérieur effectivement utilisable dans le puits, une fois ter miné l’ensemble des phases de forage et de cuvelage, qui nous intéresse ici.\n26” (660 mm) 20” (508 mm)\nCuvelage de surface\n— 20 m —\ncâ:;'; 17” 1/2 (444 mm)\nCuvelage technique 1\n13” 3/8 (340 mm)\n- 250 m -\n12” 1/4(311 mm) Cuvelage technique 2\n9” 5/8 (244 mm)\nGaine de ciment\n- 2500m -\n8" 1/2 (216 mm) Cuvelage de production\n(Casing de production)\n— 3300 m —■\n5” 3/4 (146 mm) 5” (127 mm)\nColonne perdue (Liner)\n- 3600 m -\nFig. 1.1 Diamètres disponibles en fonction du programme de forage et de cuvelage (Source : ENSPM Formation Industrie).\nComme ce diamètre dépend du programme initial de forage, celà explique l’expres sion parfois utilisée « la complétion commence dès le premier tour de trépan ».\nÉléments sous dt-'iis rf'\nIl faut donc optimiser le programme de forage et de cuvelage en tenant compte non seulement des contraintes de forage mais aussi de celles d’exploitation du puits, le tout en considérant le critère « capacité de débit du puits/investissement ». Notons qu’au lieu du terme cuvelage, on utilise aussi le terme tubage ou le terme américain casing.\n1.1.3.4 Traversée proprement dite du ou des réservoirs et fluide de forage A partir du moment où l’outil de forage atteint le toit du réservoir, et pour toutes les opérations ultérieures, les conditions dans lesquelles se trouve le réservoir sont pertur bées. Il peut en découler des problèmes pour la mise en exploitation du puits. En particulier, il peut se produire un endommagement de la couche par les fluides uti lisés dans le puits (fluide de forage, laitier de cimentation, ...), endommagement se tra duisant par une réduction de productivité. Selon les cas, la restauration de la productivité peut être assez facile (cas en général des formations carbonatées : calcaire, dolomies, ...) ou au contraire difficile, voire impossible (cas de formations gréseuses). Dans tous les cas, cela demande un traitement coûteux en temps-appareil et en traitement proprement dit. L’endommagement n’est donc pas à envisager simplement en terme de restauration mais aussi en terme de prévention, tout particulièrement quand la résorption du colma tage est très coûteuse ou impossible. Le choix du fluide utilisé pour le forage de la couche productrice est donc essentiel. Pendant la traversée du réservoir, bien d’autres phénomènes peuvent influencer la mise en exploitation. Citons par exemple des problèmes de tenue du trou ou une fractu ration involontaire (par exemple lors du contrôle d’une éruption) favorisant la venue d’un fluide indésirable. D’une manière générale, il est essentiel de se renseigner avec précision sur tout ce qui a été fait pendant cette phase. On considérera plus particulièrement les événements qui ont pu se produire (venues, pertes,...) et la manière dont ils ont été traités.\n1.1.3.5 Cimentation du cuvelage de production En ce qui concerne le cuvelage de production, l’étanchéité de la gaine de ciment est un paramètre très important, en particulier pour des raisons de gisement (voir para graphe ci-après). Il faut donc s’intéresser à la manière de réaliser et de tester la cimenta tion correspondante.\nParamètres liés au gisement\n1.1.4.1 Pression du gisement et son évolution Ce qui nous intéresse ici en premier lieu n’est pas tant la pression initiale du gisement que son évolution dans le temps.\nEn effet, la pression de gisement est un paramètre clef en ce qui concerne l’éruptivité du puits. Si la pression dans le gisement est ou devient insuffisante pour compenser les consommations de pression en production (en particulier la pression hydrostatique exer cée par la colonne de fluide dans le puits et les pertes de charge), il est alors nécessaire de mettre en place dans le puits un mécanisme d’activation adapté tel qu’un procédé de pompage ou un procédé d’allègement du fluide produit par injection de gaz dans la par tie basse de la colonne de production (gas lift). Si, au moment de la complétion initiale, on peut déjà prédire avec suffisamment de précision les besoins futurs dans ce domaine, on essaie d’en tenir compte lors du choix de l’équipement du puits. Cela peut permettre de faciliter ou d’éviter une reprise ulté rieure. L’évolution de la pression de gisement est physiquement reliée à la production cumu lée (et non pas directement au temps) et au(x) mécanisme(s) de drainage mis en jeu (fig. 1.2). Le passage de la production cumulée au temps se fait par l’intermédiaire du taux de soutirage, celui-ci étant en relation avec le nombre de puits en production et les débits par puits. Notons qu’une réglementation locale peut exister en ce qui concerne le taux de soutirage ou le débit par puits.\n80 100 Récupération (%)\nFig. 1.2 Évolution de la pression de gisement, en fonction de la pro duction cumulée (Source : R. Cossé, Le gisement, Éditions Technip, Paris, 1989).\nDes puits d’injection peuvent venir compléter l’action de mécanismes naturels de drainage tels que l’expansion monophasique, l’expansion de gaz dissous, l’expansion d’un gas cap (chapeau de gaz, gaz de couverture) ou l’expansion d’un aquifère. A l’aspect maintien de pression (ou ralentissement de la chute de pression), vient s’ajouter un aspect balayage de l’huile en place par le fluide injecté. Bien qu’indissociable dans la pratique, l’une des fonctions (maintien de pression ou balayage) peut justifier plus direc\ntement la réalisation de tels puits. Le plus souvent on injecte de l’eau mais l’on peut par fois être amené à injecter aussi du gaz. Attention à ne pas confondre ces puits d’injection où l’on injecte de l’eau (ou du gaz) dans le gisement pour des raisons de drainage (production assistée) avec : - des puits d’injection (sur un niveau quelconque) pour se débarrasser de fluides indésirables en surface (eau huileuse,...) d’où le vocable de « puits poubelles » ; - des puits où l’on injecte du gaz directement dans la colonne de production (par l’annulaire) pour aider l’huile à remonter en surface (production activée par gas lift, cf chapitre 4).\n1.1.4.2 Interfaces entre fluides et leur évolution La présence d’interfaces entre fluides entraîne, en particulier quand elle n’est pas contrôlée, une diminution de la productivité du fluide à exploiter en même temps qu’une augmentation des fluides indésirables (eau et gaz dans le cas d’un gisement d’huile, eau dans le cas d’un gisement de gaz). De plus, ces fluides indésirables, dans la mesure où ils arrivent dans le puits, doivent être remontés en surface avant que l’on puisse s’en débarrasser. Ainsi, non seulement ils pénalisent la productivité du puits mais encore ils participent au déclin de la pression de gisement. Ce problème d’interface est plus particulièrement critique quand la viscosité du fluide à exploiter est plus ou moins égale (huile légère et eau), voire très nettement supérieure (huile lourde et eau, huile et gaz) à celle du fluide indésirable. Ces interfaces varient dans le temps, par exemple localement autour d’un puits, par un phénomène de succion générant un cône (coning) lié au débit de soutirage (fig. 1.3) ou plus globalement dans le gisement en fonction de la quantité de fluide déjà soutirée permettant l’expansion d’un gas cap, d’un aquifère,.... Qhuile\nQhuile + Qeau\nH : Épaisseur de la couche. h0 : Hauteur occupée par l'huile (oil). hp : Pénétration du puits dans la couche.\nFig. 1.3 Phénomène de coning (Source : d'après R. Cossé, Le gise ment, Éditions Technip, Paris, 1989). a. Cône stable, b. Intrusion d’eau dans le puits.\nCela conduit à une variation des pourcentages en huile, en gaz et en eau dans l’effluent produit. La configuration du gisement peut amplifier le phénomène. Citons ainsi le cas de gisements peu épais ne permettant pas d’éloigner suffisamment la liaison couche-trou de l’interface ou l’existance d’un drain très perméable (fissure,...) favorisant la venue d’un fluide indésirable sans que la matrice contenant le fluide à exploiter ne soit drainée.\n1.1.4.3 Nombre de niveaux à exploiter Lorsqu’il existe plusieurs horizons à développer (en production ou injection), on peut souhaiter réaliser un puits qui permettra d’exploiter non pas un seul de ces niveaux, mais plusieurs, et ce en acceptant ou non qu’ils communiquent entre eux. En fonction de ce qui est admis par la règlementation locale et sans oublier les impli cations forage ou gisement, une complétion adaptée peut alors être étudiée. Cependant, même si l’investissement initial est souvent moins important, tout n’est pas réalisable d’un point de vue technique et il faut faire attention aux risques supplémentaires que l’on prend. En particulier, les reprises de puits risquent d’être : - plus nombreuses du fait d’un équipement plus complexe ; - plus délicates du fait de couches alors souvent déplétées différemment.\n1.1.4.4 Caractéristiques des roches et nature des fluides Les caractéristiques des roches et la nature des fluides en place vont influencer direc tement la complétion, en particulier en ce qui concerne la capacité de débit du puits, les types de traitement de couche à envisager et les problèmes d’exploitation à considérer. Citons en particulier les paramètres suivants : -\nla nature et la composition des roches ; l’état de consolidation du réservoir; l’état d’endommagement du réservoir; la température ; la viscosité du fluide ; le caractère corrosif ou toxique du fluide ; la propension du fluide à s’émulsionner ou à faire des dépôts.\n1.1.4.5 Profil de production et nombre de puits nécessaires Le choix du profil de production et donc la détermination du nombre de puits néces saires résultent en fait de nombreux éléments. Le nombre de puits et le profil de production sont fixés en particulier en fonction : - de la taille du gisement, des barrières existantes, du rayon de drainage des puits ; - des mécanismes de drainage ;\nÉlément, cous droits d'a\n- de la capacité de débit individuelle des puits liée aux caractéristiques du réservoir, aux caractéristiques des hydrocarbures, aux problèmes d’interface, aux mécanismes de drainage et d’activation mis en jeu ; - des réglementations locales éventuelles concernant le taux de déplétion, le débit maximum par puits, l’exploitation des horizons multiples; - des contraintes d’implantation en surface ; - des données économiques telles que le coût de développement, les frais d’exploita tion, le prix de vente des hydrocarbures, la fiscalité, ...\nParamètres liés à l’exploitation\n1.1.5.1 Sécurité L’équipement du puits doit respecter : - les règles nationales ; - les règles locales ; - les règles de la compagnie. Citons simplement les points suivants, les éléments constitutifs étant détaillés par la suite : - le nombre et la position des vannes de sécurité de surface ; - l’existence ou non d’une colonne de production (tubing), d’une kill string (colonne destinée à « tuer » le puits c’est-à-dire permettant de mettre en place dans le puits\nun fluide de contrôle, de type saumure, ou boue de forage, exerçant une pression hydrostatique supérieure à la pression de gisement), d’un packer (garniture d’étan chéité en fond de puits entre le cuvelage et la colonne de production) ; - l’existence ou non de vannes ou de dispositifs de sécurité de subsurface (tubing ou tubing + annulaire) et le type de ces équipements ; - la nature et la densité du fluide d’annulaire.\n1.1.5.2 Puits éruptif ou activé Il est indispensable de se poser dès le départ la question de l’opportunité future d’une activation. Dans le cas d’une réponse positive, il faudra essayer de déterminer le ou les procédés susceptibles d’être effectivement utilisés afin de se réserver la place nécessaire aussi bien dans le puits qu’en surface et, si possible de pré-équiper le puits en consé quence pour éviter une reprise. Ceci est particulièrement important dans le cas d’un développement en mer (offshore). Il ne faut pas oublier que l’éruptivité du puits est fonction de l’évolution naturelle de la pression de fond avec la production cumulée mais dépend aussi : - du débit désiré ; - de l’existence ou non d’un mécanisme de production assistée (puits d’injection); - de l’évolution dans le temps de la composition de l’effluent qui arrive dans le puits (venue de gaz ou au contraire venue d’eau, par exemple) ;\nÉléments sous i\n- des caractéristiques de la couche, particulièrement aux abords du puits (pertes de charge dans la formation) ; - du diamètre du tubing et des collectes (pertes de charge) ; - de la pression désirée pour le traitement en surface (pression de séparation).\n1.1.5.3 Conditions d’exploitation Outre la pression de traitement que nous venons d’évoquer, il faut tenir compte : - de l’environnement immédiat tel que la place ou les utilités disponibles (en particu lier pour le choix d’un procédé d’activation) ; - des problèmes d’exploitation, en particulier ceux liés à la nature du fluide (tels que l’érosion, la corrosion, les dépôts), ou encore à la température (cas des puits pro fonds, des puits d’injection de vapeur,...); - et des opérations à réaliser sur ou dans le puits (cf. paragr. suivant).\n1.1.5.4 Opérations probables de mesure, d’entretien ou de reprise du puits Au cours de la vie du puits, il est nécessaire d’effectuer des mesures afin d’assurer la bonne exploitation de celui-ci et un bon suivi du comportement du gisement. Il faut aussi pouvoir effectuer les opérations d’entretien et de réparation en ce qui concerne la complétion qui a été sélectionnée et réalisée. Enfin il peut être nécessaire de modifier tout ou partie de la complétion pour tenir compte de l’évolution de certains paramètres (cf. précédemment : pression du gisement et donc éruptivité, position des interfaces, ...) ou parce que l’on souhaite modifier l’usage que l’on fait du puits (changement de niveau exploité, transformation d’un puits producteur en un puits injecteur,...). La complétion retenue doit permettre soit de réaliser directement ces opérations, soit de reprendre le puits en conséquence en minimisant autant que faire se peut les risques et les coûts correspondants.\nParamètres liés aux techniques de complétion\nEn fonction des paramètres évoqués précédemment, un certain nombre de choix sont à faire en ce qui concerne la complétion, en particulier : -\nla configuration générale ; la liaison couche-trou ; le traitement éventuel de la couche ; les divers matériels composant l’équipement du puits ; l’activation éventuelle du puits ; la procédure opératoire pour réaliser la complétion ; les procédures pour les interventions futures sur le puits.\nMais, d’une part ces choix sont interdépendants et d’autre part un choix fait en fonc tion d’un paramètre (forage par exemple) peut ne pas être compatible avec un autre paramètre (gisement par exemple). La complétion retenue est donc le résultat d’un compromis.\n1.1.7 Synthèse : conception d’une complétion Les grands objectifs du puits sont généralement fixés par le management et le dépar tement gisement : - pour les puits d’exploration et d’appréciation, cela concerne principalement le ou les niveaux à tester, la nature et la durée des tests à entreprendre ; - pour les puits de développement, cela concerne principalement le ou les niveaux à exploiter et le profil de production ou d’injection souhaité pour ces puits. A partir de là, et en particulier pour les puits de développement, il s’agit d’étudier la meilleure complétion possible de manière à : - optimiser les performances de productivité ou d’injectivité pendant toute la durée de vie du puits ; - assurer la fiabilité et la sécurité d’exploitation du gisement ; - optimiser la mise en œuvre d’un procédé d’activation; - optimiser la durée de vie des équipements ; - avoir la possibilité de modifier ultérieurement, sans trop de difficultés, tout ou par tie de l’équipement du puits afin de pouvoir s’adapter aux conditions d’exploitation futures ; - minimiser l’investissement initial, les frais d’exploitation et le coût des éventuels reconditionnements. Cela peut conduire à rechercher des compromis au niveau du programme de forage et cuvelage ou au niveau des conditions d’exploitation, voire à modifier les objectifs si ceux-ci se révélaient non réalisables. Comme nous venons de le voir, les données nécessaires pour l’élaboration de la com plétion sont très nombreuses. Nous ne rappelons ici que les contraintes ou les para mètres les plus importants : -\nles contraintes locales (réglementation, environnement, etc.) ; la nature des effluents et leurs caractéristiques ; le réservoir et ses caractéristiques pétro-physiques ; le nombre d’horizons producteurs, leur productivité respective attendue et les inter faces ; - le diamètre disponible et le profil du trou ; - la nécessité ou non d’avoir à réaliser des interventions complémentaires (stimula tions, contrôle des sables, ...); - la nécessité ou non d’avoir à mettre en œuvre, dans l’immédiat ou ultérieurement, des techniques de maintien de pression du réservoir (injection d’eau, de gaz, de sol\nvants ou de produits miscibles) ou d’activation du puits (gas lift, pompage, injec tion d’azote ou de gaz carbonique) ; - l’éventualité, en cours d’exploitation, d’interventions dans le puits en pression par travail au câble (wire line) ou en utilisant un petit tube concentrique (coiled tubing, snubbing). La conception de la complétion repose sur cette collecte des données. Aussi, faut-il s’assurer avec soin qu’aucun point important n’a été oublié, des données incomplètes ou fausses risquant de déboucher sur une mauvaise conception. La tâche n’est pas facile car : - ces données sont très nombreuses et peuvent être liées entre elles ; - certaines ne sont pas connues de manière précise au moment de la conception de la complétion (et parfois même, au moment de la réalisation de la complétion) ; - certaines sont contradictoires ; - certaines s’imposent impérativement alors que d’autres peuvent faire l’objet d’une négociation.\n1.2 APPROCHE GLOBALE DE LA CAPACITE DE DÉBIT D’UN PUITS La capacité de débit d’un puits est un paramètre crucial par ses implications écono miques. Il est donc important de chercher à l’évaluer. Toutefois, il ne faut pas oublier que c’est un paramètre évolutif dans le temps et qu’il a malheureusement tendance à décroître.\n1.2.1 Équation de base Le débit d’un puits est fonction : - de la différence entre la pression disponible, c’est-à-dire la pression de gisement (Pc), et la contre-pression exercée en fond de puits (PF) ; - de paramètres prenant en compte la nature du réservoir et des fluides en place. 1.2.1.1 Cas d’un liquide Dans le cas d’un liquide, et à condition que l’écoulement puisse être considéré de type permanent et radial circulaire et que la vitesse du fluide ne soit pas trop grande aux abords du puits, l’équation de débit peut se réduire à : Q = IP (PG- PF) où l’indice ou index de productivité (IP) est fonction principalement de la viscosité du fluide, de la perméabilité propre de la formation et des perturbations aux abords du puits, enfin de la hauteur du réservoir.\nEn fait, l’indice de productivité réel (IP) peut être comparé à l’indice de productivité théorique (IP,h) d’un puits vertical au niveau de la couche qui aurait été foré de manière idéale, c’est-à-dire sans avoir perturbé les caractéristiques du réservoir aux abords du trou (en particulier la perméabilité) et pour lequel la communication entre le réservoir et l’intérieur du puits se ferait sans restriction. Dans ce cas l’indice de productivité théorique est de la forme (schéma 1.1) : hk /t ln —\navec : a : coefficient numérique fonction des unités utilisées ; h : hauteur du réservoir; k : perméabilité du réservoir ; /j : viscosité du fluide contenu dans le réservoir ; R : rayon de drainage du puits ; a : rayon du puits foré.\nQ. a : Rayon du puits foré, h : Hauteur du réservoir Pf : Pression en fond de puits. Pg : Pression de gisement. Qf : Débit dans les conditions de fond. R : Rayon de drainage du puits.\nSchéma X.l (Source : ENSPM Formation Industrie).\nEn ce qui concerne le puits réel, l’ensemble des perturbations aux abords du puits (effet de peau) est regroupé sous la forme du terme « S » (skin factor) de la manière suivante : IP = a\nOn définit aussi le rendement d’écoulement (Re) comme étant le rapport entre le débit réel obtenu et le débit théorique que donnerait le puits « idéal » dans les mêmes condi tions de pression de fond :\nln a R ln— +S a\nEn pratique ln RJa est souvent compris entre 7 et 8, d’où la forme simplifiée (toujours dans le cas des hypothèses de départ) : IP 1 8 Re =----- ~-------- à ----------IP th 7 + 5 8+5 Un skin de 7 à 8 correspond donc à une capacité de débit diminuée de moitié. Un skin de 14 à 16 correspond donc à une capacité de débit diminuée des deux tiers. Inversement, un skin de - 3,5 à - 4 (suite à une stimulation par exemple) correspond à une capacité de débit multipliée par deux. Le skin, souvent considéré comme l’effet du colmatage aux abords des puits, résulte en fait de plusieurs facteurs : 5C : dû au colmatage proprement dit de la formation ; Sp : dû aux perforations elles-mêmes (en ne considérant que la partie loi linéaire en fonction de Q) ; 5, : dû à l’effet de turbulence dans les perforations ou aux abords immédiats du puits (écart par rapport à la loi linéaire); attention, contrairement aux autres termes qui sont indépendants du débit, 5, varie avec le débit (fig. 1.4) ; Se : dû à l’effet d’étranglement lorsque la couche n’est pas perforée sur toute sa hauteur ; Sd : dû à l’effet de la déviation, généralement négligeable à moins d’avoir un puits très fortement dévié ou horizontal ; il est à noter que Sd est (nul ou) négatif et favorise donc l’écoulement. Pg-Pf\nFig. 1.4 Effet de turbulence (Source : ENSPM Formation Industrie).\nIl faut bien distinguer ces différents facteurs les uns des autres. En effet les « remèdes » à mettre en œuvre ne font pas appel aux mêmes techniques.\n1.2.1.2 Cas d’un gaz Dans le cas d’un gaz, la mise en équation est plus complexe. La relation empirique suivante est souvent utilisée (en particulier par les Américains) : Qstd = C(Pg ~ phn\navec 0,5 < « < 1\nDans cette formule Qstd est un débit volumique dans des conditions dites standards et C est principalement fonction, comme Y IP, de la viscosité du fluide, de la perméabilité moyenne et de la hauteur du réservoir. En fait pour un puits à gaz, et toujours à condition que l’écoulement puisse être consi déré de type permanent et radial circulaire, on peut établir l’équation suivante, dite rela tion quadratique : Pè-P} = AQs,d + BQld où A est encore fonction principalement de la viscosité du fluide, de la perméabilité moyenne et de la hauteur du réservoir et où le terme BQ2 est d’autant moins négligeable que la vitesse d’écoulement est élevée. 1.2.1.3\nLes formules correspondant au cas des écoulements transitoires ou au cas des écoule ments polyphasiques ne sont pas abordées ici car elles sont d’écriture beaucoup plus complexe. Il n’en reste pas moins vrai que les facteurs évoqués précédemment restent valables.\n1.2.2 Analyse des différents ternies et considérations qui en découlent Pour qu’il y ait production, il faut que la pression de fond soit inférieure à la pression de gisement. Or la pression de fond n’est que la contre-pression résultant de l’ensemble du circuit en aval (fig. 1.5). La pression de fond, en remontant de l’aval vers l’amont, est donc la somme des termes suivants : Psep : pression nécessaire à l’entrée du centre de traitement en surface ; APrc : pertes de charge dans le réseau de collecte ; PHrc : variation de pression hydrostatique entre le centre de traitement et la tête de puits ; APduse : pertes de charge à la duse en tête de puits (duse qui permet de régler le débit du puits) ; APtbg : pertes de charge dans le tubing entre le fond du puits et la surface ; PHtbg : variation de pression hydrostatique entre la tête de puits et le fond du puits. Tant que l’on duse (choke) le puits en tête, cela veut dire que le puits a une capacité de débit supérieure à ce qui nous est nécessaire ou autorisé à ce moment là (pour des questions réglementaires, de gisement tels que le coning, d’exploitation surface,...). Le problème n’est pas un problème de manque d’éruptivité mais un problème de réglemen tation, de liaison couche-trou, de capacité de traitement ou d’expédition en surface,...\nPG : Pression de gisement. A PQ : Perte de charge dans le gisement. PF : Pression en fond de puits. Phu* : Pression de la colonne hydrostatique dans le tubing. APtbg: Perte de charge dans le tubing. A P„ : Perte de charge par dusage. PH re : Pression de la colonne hydrostatique dans la collecte. APrc : Perte de charge dans le réseau de collecte. P—p : Pression à l'entrée du centre de traitement.____________\nFig. 1.5 Circuit du fluide depuis le gisement jusqu’au centre de traite ment (Source : IFP, d’après Rapport n° 14048, déc. 1966). Considérons par contre le cas où le débit du puits reste inférieur à ce que l’on souhai terait même une fois le dusage en tête de puits supprimé. Chercher à augmenter le débit du puits revient alors à chercher à : - diminuer la contre-pression PF \_ - augmenter PG ou plus couramment limiter le déclin de la pression de gisement, déclin dû au volume déjà produit ; - augmenter IP ou C.\n1.2.2.1 Diminuer la contre-pression PF Voyons dans quelle mesure il est possible de minimiser les différents termes, autre que APduse, intervenant dans PF.\nCas des puits à huile • Psep-\nLa pression de séparation influe tout d’abord sur la qualité de la séparation gravitaire. En effet, la vitesse d’entraînement des gouttelettes d’huile par le gaz dépend de cette pression. Il faut donc, en fonction de la quantité de gaz, une pression suffisante pour que la vitesse du gaz ne soit pas excessive.\nLa pression de séparation influe aussi sur le rendement thermodynamique de la sépa ration, c’est-à-dire sur la quantité de liquide récupérée in fine dans le bac de stockage après une séparation multi-étagée (fig. 1.6) et ce pour une masse donnée d’hydrocarbure arrivant au centre de traitement, le reste étant « perdu » sous forme de gaz. La pression nécessaire au niveau du premier étage de séparation pour obtenir cet opti mum se situe généralement entre 5 et 25 bar, du moins pour les effluents qui ne contien nent pas trop de constituants légers. Il peut être intéressant de choisir une pression de traitement inférieure à cet optimum thermodynamique (tout en étant suffisante pour que la vitesse du gaz ne soit pas exces sive). Certes le rendement thermodynamique s’en trouve légèrement diminué, par contre l’augmentation de débit à la sortie du puits qui en résulte (en particulier si Y IP est bon), fait généralement bien plus que compenser cela.\nFig. 1.6 Séparation multi-étagée : schéma de principe. (Source : ENSPM Formation Industrie).\nEn général les installations sont conçues dès le départ pour minimiser ce terme là. Il est courant que sa valeur soit inférieure à 5 bar. A part le prix du réseau de collecte, il n’y a généralement pas en surface de contraintes particulières empêchant d’avoir un diamètre de collecte adapté en consé quence.\n• PHrc • Sauf cas particulier, le réseau de collecte est plus ou moins horizontal donc ce terme, fixé par la topologie des lieux, est naturellement très faible. Pour les débits faibles et moyens (inférieurs à quelques centaines de mètres cubes par jour) les programmes classiques de forage et cuvelage permettent généralement de dis poser de suffisamment de place pour le tubing afin de limiter ce terme à un niveau rela tivement faible (de l’ordre de 5 à 10 bar). Pour les puits où des débits plus importants sont envisagés ou dans le cas de configu rations particulières (complétions multiples, ...), il est nécessaire de trouver un compro\nmis entre l’effet négatif des pertes de charge sur la capacité de débit du puits et le sur coût en forage pour disposer d’un diamètre de puits plus grand.\nC’est le terme qui contribue le plus à la pression de fond. Par exemple, pour un puits à 2000 m de profondeur verticale, il sera généralement compris entre 140 et 200 bar. Il est donc fondamental en ce qui concerne la nécessité ou non de recourir à un moyen d’activation. Pour que le puits soit naturellement éruptif, il faut que cette pression hydrostatique soit inférieure à la pression de gisement, sinon un procédé d’activation sera nécessaire. Même si cette pression hydrostatique est inférieure à la pression de gisement, elle peut être encore trop importante pour que le puits débite de lui-même au débit souhaité. En effet d’une part la pression de fond englobe d’autres termes (en particulier P , APrc et APtbg) et d’autre part la différence nécessaire entre PG et PF est fixée par ce débit sou haité. Si c’est le cas, il faut là encore mettre en œuvre un procédé d’activation, le pro cédé d’activation permettant d’augmenter le débit. Aussi, plutôt que de faire une distinction entre les puits éruptifs (PG > PHtbg) et les puits non éruptifs (PG < PHtbg), il est plus intéressant de faire une distinction entre les puits suffisamment éruptifs (capables de débiter d’eux-mêmes au débit souhaité) et les puits insuffisamment ou non éruptifs (incapables de débiter d’eux-mêmes au débit sou haité). La pression hydrostatique P^bg est fonction bien sûr de la profondeur du puits, mais aussi de la masse volumique moyenne de l’effluent produit. En fonction de ce qui se passe dans le gisement (baisse de la pression de gisement favorisant le dégazage de l’huile, évolution des interfaces, ...), elle évolue dans le temps avec le pourcentage de gaz libre (effet favorable) ou d’eau (effet défavorable) associé à l’huile. Les méthodes de base de production activée consistent à diminuer artificiellement ce terme PHlbg. Avec les méthodes de pompage, où l’on vient mettre une pompe dans le puits, on diminue la hauteur de liquide reposant sur la couche. En fait, dans ce cas, il suffit à la limite que le liquide puisse arriver jusqu’à la cote de la pompe, celle-ci pouvant alors fournir, si elle est suffisamment puissante, l’énergie pour vaincre non seulement ce qui reste de pression hydrostatique jusqu’à la surface, mais aussi les pertes de charge en aval de la pompe et la pression de traitement. Avec les méthodes de gas lift, on vient injecter (directement dans la colonne de pro duction du puits exploité en production et par l’annulaire de celui-ci) du gaz pour dimi nuer la masse volumique moyenne de l’effluent produit ce qui, en conséquence, fait diminuer la pression hydrostatique. B. Cas des puits à gaz\n• PHtbg et PHrc 1 Dans le cas des puits à gaz, la masse volumique moyenne de l’effluent et donc les pressions hydrostatiques sont beaucoup plus faibles. Ainsi pour un puits à 2000 m de\nprofondeur la pression hydrostatique sera généralement inférieure à 50 bar, du moins s’il n’y a pas accumulation de liquide dans le puits. De plus, au fur et à mesure que la pression de gisement baisse, la masse volumique du gaz baisse aussi. Le problème ne se trouve donc pas du côté de la pression hydrostatique. • M’.bg et APrc :\nToujours du fait de la faible masse volumique du gaz, les puits à gaz sont exploités avec des débits volumiques bien supérieurs à ceux des puits à huile. Compte tenu des contraintes de forage et cuvelage, on est souvent contraint d’accepter davantage de pertes de charge en particulier dans le tubing (10 à 20 bar en ordre de grandeur).\nLa pression au niveau du centre de traitement est intéressante pour diverses raisons : - une pression trop faible conduit à des équipements de traitement plus volumineux pour éviter des vitesses excessives ; - d’un point de vue thermodynamique, le traitement peut être plus facile dans une certaine gamme de pression ; - et surtout, pour l’expédition du gaz par pipe, après traitement, il faut de la pression (de quelques bars à plus de 100 bar avec même des stations intermédiaires de recompression selon l’éloignement du centre de consommation). En conséquence, pour un puits à gaz et si la pression de gisement est insuffisante vis à vis des besoins en pression, l’apport d’énergie ne se fait pas dans le puits comme pour les puits à huile mais en surface au moyen de compresseurs. Selon le cas, ces compresseurs se trouvent en fin du traitement avant expédition, en tête de traitement, en tête de puits ou répartis en ces divers endroits.\n1.2.2.2 Limiter le déclin de PG La pression du gisement a tendance à baisser au fur et à mesure que la quantité d’huile (ou de gaz) produite augmente, et celà plus ou moins rapidement selon les méca nismes naturels en place (présence ou non d’un gas cap, d’un aquifère actif,...). Des puits d’injection d’eau (ou de gaz) permettent de compenser en partie (ou en tota lité) le volume produit et donc de maintenir ainsi en partie (ou en totalité) la pression de gisement. On évite ou limite ainsi les problèmes d’éruptivité qui pourraient se poser à terme. Il ne faut pas confondre l’injection du gaz pour maintien de pression (injection faite dans le gisement lui-même, loin d’un puits producteur et généralement au niveau d’un gas cap) et l’injection de gaz pour activation par gas lift d’un puits producteur (injection faite directement dans ce puits producteur). Ce maintien de pression par injection correspond à ce que l’on appelle la production (ou récupération ou drainage) secondaire (ou assistée) par opposition à la production (ou récupération ou drainage) primaire (ou naturelle) qui recouvre les mécanismes naturels\n(gas cap, aquifère, ...)• En fait, en ce qui concerne la production secondaire, à l’aspect maintien de pression se trouve associé un aspect balayage des hydrocarbures en place par le fluide injecté.\n1.2.2.3 Augmenter IP ou C Une autre manière d’augmenter le débit d’un puits consiste, pour une même diffé rence de pression (PG - PF) sur la couche, à essayer d’augmenter l’indice de producti vité. Cet indice de productivité peut-être insuffisant soit parce qu’il est naturellement mau vais, soit parce qu’il a été endommagé lors du forage de la couche ou lors de la complé tion du puits. Les méthodes à mettre en œuvre sont donc : - des méthodes de prévention lors du forage de la couche et lors de la complétion pour éviter ou limiter l’endommagement; - des méthodes de décolmatage des perforations ou parfois une simple reperforation (quand la hauteur perforée est insuffisante) ; - des méthodes dites de stimulation qui ont pour but soit de décolmater les abords du trou (quand ceux-ci sont endommagés), soit de créer un drain dans le gisement (quand la perméabilité propre du réservoir est faible ou très faible) ; ce sont en par ticulier les méthodes d’acidification et de fracturation, mais on peut y rattacher aussi le forage horizontal ; - des méthodes plus particulières cherchant à diminuer la viscosité des fluides en place (injection de vapeur, de tensio-actifs, combustion in situ,...). Ces dernières méthodes s’intégrent à ce que l’on appelle la production (ou récupéra tion, ou drainage) tertiaire (ou artificielle ou améliorée). Dans ces méthodes tertiaires, cet effet sur l’indice de productivité s’ajoute à l’effet de balayage (et de maintien de pression).\n1.2.3 Courbes de performances Pour une installation donnée (c’est-à-dire en particulier un tubing, une collecte, une pression de séparation, ...) et des conditions de réservoir relatives au puits données (c’est-à-dire en particulier une pression de gisement, un indice de productivité, ...), le débit maximum du puits peut être déterminé en s’aidant d’une construction graphique : a) Tracer la courbe IPR (IPR curve = Inflow Performance Response curve) donnant la pression de fond en fonction du débit à partir de la pression de gisement, soit pour une huile (schéma 1.2) : (1) partie où la relation Q - I P (P G - P F ) s’applique ;\n(2) partie où cette relation ne s’applique plus : - parce que l’écoulement aux abords du puits est trop rapide (turbulence) ; - ou/et parce que l’écoulement est diphasique aux abords du puits (apparition de gaz libre). b) Sur le même graphique, tracer la courbe SIP (SIP curve : System Intake Performance curve) donnant la pression de fond en fonction du débit à partir des contrepressions en aval (schéma 1.3) :\nSchéma 1.2 (Source : ENSPM Formation Industrie).\nSchéma 13 (Source : ENSPM Formation Industrie).\n- l’ordonnée à l’origine (a) correspond à la somme des pressions hydrostatiques (PH,bg et PHrc) et de la pression de séparation (Psep) ; - l’augmentation de la courbe (p) correspond à la somme des pertes de charge dans le tubing et la collecte (APtbg et APrc) ; - le débit maximum possible pour ce puits est donné par l’intersection de ces deux courbes IPR et SIP. Toute action sur le système (stimulation, changement du diamètre du tubing, change ment de la pression de séparation, ...) revient à modifier l’une ou l’autre de ces courbes et donc le point de fonctionnement. En conséquence l’analyse de ces courbes peut aider à voir si la modification de tel ou tel paramètre va avoir un effet sensible sur la capacité de débit maximum du puits. De plus, pour tout débit de fonctionnement inférieur au débit maximum, on peut lire directement sur le graphique la perte de charge à créer à la duse. C’est la différence de pression entre les deux courbes pour ce débit considéré.\n1.2.4 Synthèse Selon le contexte dans lequel on se trouve, on s’intéresse plus directement à l’aspect augmentation de débit ou à l’aspect durée de la phase d’exploitation en éruptif seul, mais ce ne sont là que deux facettes d’un même problème. On remarque l’imbrication importante qu’il y a à ce niveau entre maintien de pres sion, activation, stimulation, programme de forage et cuvelage, traitement de surface (pression de séparation, ...). Le choix d’une ou des actions à mettre en œuvre ne doit donc se faire que globalement au niveau du développement du champ en évaluant les coûts et les retombées économiques.\n1.3 PRINCIPALES CONFIGURATIONS D’UNE COMPLÉTION La complétion qui a pour objet, rappelons-le, l’aménagement des puits en vue de leur utilisation de manière aussi rationnelle et économique que possible, peut conduire à un grand nombre de dispositions parmi lesquelles le technicien doit savoir choisir celle qui est la mieux adaptée au problème à résoudre. Une bonne complétion ne saurait être improvisée ou passe-partout et, dans ce domaine, seul le « sur mesure » est concevable. Il n’existe généralement pas de solutions idéales, mais des solutions de compromis parmi lesquelles il faut le plus souvent retenir la plus économique possible. Mais atten tion, la solution initialement la moins chère n’est pas forcément, à la longue, la plus éco nomique, si elle risque d’entraîner des travaux d’entretien coûteux. Par contre, il ne faut pas tomber dans le travers opposé.\nPour la sélection du type de complétion, il faut avoir bien présentes à l’esprit les notions de relativité et d’anticipation : - Quelle est l’importance des frais de complétion et d’entretien par rapport aux pro fits escomptés? Il est bien évident qu’un très gros gisement, produisant une huile de bonne qualité avec des débits individuels importants, peut supporter des dépenses plus lourdes qu’un petit gisement à l’avenir incertain produisant une huile peu commerciale. - Quelle est l’importance d’une économie possible par rapport aux risques qu’elle suppose ? Autrement dit, est-il justifié ou non de prendre tel ou tel risque, compte tenu de ses conséquences financières prévisibles et de sa probabilité ? - Comment, en principe, évolueront la production du champ et celle du puits consi déré? En effet, le type de complétion choisi doit soit être adapté dès l’origine à l’évolution de la production, soit pouvoir être modifié facilement pour y satisfaire. La faute la plus grave, et qu’il faut éviter, est de se retrouver dans une situation ne comportant pas de solution.\n1.3.1 Impératifs de base Selon les cas, un certain nombre d’impératifs peuvent exister. Parmi eux, certains se retrouvent généralement et doivent faire l’objet d’une attention spéciale. En particulier la configuration de la complétion doit permettre de résoudre de manière efficace les pro\nblèmes suivants : -\nassurer, si besoin est, la tenue des parois du trou ; assurer, si besoin est, la sélectivité du fluide ou du niveau à produire ; introduire le minimum de restriction au passage du fluide ; assurer la sécurité du puits ; permettre le réglage du débit du puits ; permettre certaines interventions ultérieures sur le puits (mesure, entretien, ...) sans être obligé de faire une reprise du puits ; - faciliter la reprise du puits quand celle-ci devient nécessaire.\n1.3.1.1 Tenue des parois du trou Ce point apparaît évident pour les puits qui présentent dès le départ un problème d’instabilité des parois du trou. Certains puits ont une stabilité des parois susceptible de se détériorer avec le temps en fonction de divers facteurs (déplétion, pourcentage d’eau, ...). Afin d’éviter une reprise coûteuse du puits et pour des raisons techniques d’efficacité du procédé, il importe que même dans ce cas là ce problème soit résolu dès le début de la mise en exploitation du puits.\nÉléments sous Iroiti J'cjt\n1.3.1.2 Sélectivité Il peut s’agir soit du problème lié à un même puits qui traverse plusieurs niveaux réservoirs, soit de celui d’un seul réservoir contenant plusieurs fluides. Il est nécessaire, en particulier dans ce dernier cas, d’avoir une connaissance suffi sante du gisement et de son comportement dans le temps (évolution des interfaces en particulier). Le contraste de mobilité (rapport entre la perméabilité et la viscosité pour le fluide considéré) entre le fluide à produire et les autres fluides présents est aussi un paramètre très important, ce contraste étant particulièrement défavorable dans le cas du couple huile-gaz (pour un puits à huile).\n1.3.1.3 Restriction minimum au passage du fluide A terme, toutes les consommations d’énergie sous forme de pertes de charge (que ce soit dans le gisement, le puits lui-même, la tête de puits ou la collecte) sont pénalisantes, soit en terme de débit, soit en terme d’éruptivité naturelle. Il importe donc de chercher à les minimiser.\n1.3.1.4 Sécurité du puits Il s’agit aussi bien de la sécurité pendant les opérations de complétion proprement dites que de la sécurité par la suite en exploitation. Les principaux points à prendre en compte sont la pression (contrôle de la pression de fond en opération pour éviter les éruptions et tenue en pression des équipements), la corrosion et l’érosion des équipe ments, la toxicité de l’effluent.\n1.3.1.5 Réglage du débit En production le débit du puits doit pouvoir être contrôlé. En particulier, des considé rations de gisement ou des réglementations locales peuvent conduire à limiter volontai rement le débit.\n1.3.1.6 Interventions ultérieures Le suivi du gisement et l’entretien de l’outil d’exploitation qu’est le puits nécessitent un certain nombre d’opérations de mesure et d’entretien. Il est nécessaire de pouvoir les réaliser simplement sans avoir à reprendre le puits. De même il peut être souhaitable de pouvoir effectuer certaines adaptations ou modi fications en fonction de l’évolution des conditions opératoires sans avoir à déséquiper le puits. Cependant, outre le fait que cette évolution n’est pas toujours facile à prévoir, il faut savoir rester raisonnable dans ce domaine. En effet la flexibilité de l’équipement se paye généralement par une sophistication de celui-ci et donc par un risque accru d’incidents et par des opérations de reprise bien plus difficiles (quand celles-ci finissent par se révé ler nécessaires).\nAussi, la conception générale de l’équipement et le choix des différents équipements doivent être faits pour faciliter, autant que faire se peut, les opérations de reprise de puits.\n1.3.2 Principales configurations de la liaison couche-trou Il existe deux types principaux de liaison couche-trou : - les complétions en trou ouvert (open hole) ; - les complétions en trou cuvelé (cased hole). Seuls les critères généraux de choix entre la complétion en trou ouvert et la complé tion en trou cuvelé sont abordés ici. Toutefois, il ne faut pas oublier trois éléments essentiels : - la méthode de perforation utilisée (et le type de perforateur utilisé), dans le cas de la complétion en trou cuvelé ; - la méthode de contrôle des sables, dans le cas où ce problème se poserait ; - la méthode de stimulation, dans le cas où ce problème se poserait. En ce qui concerne ces méthodes ainsi que leurs implications, leurs avantages et leurs inconvénients respectifs, on se référera au chapitre 2 qui traite de ces techniques.\n1.3.2.1 Complétions en trou ouvert (fig. 1.7) Le réservoir est foré après pose et cimentation d’un cuvelage au toit de la couche. Il est laissé ainsi et produit directement en trou ouvert. Cette solution simple ne permet pas de résoudre, s’ils existent, les problèmes de tenue des parois et de sélectivité du fluide ou du niveau à produire.\nFig. 1.7 Complétion en trou ouvert (Source : ENSPM Formation Industrie).\nUne variante consiste à venir placer au droit de la couche un liner (colonne perdue) préperforé qui permet d’assurer la tenue générale des parois du trou (mais pas le contrôle des sables). Des solutions particulières liées au contrôle des sables existent mais elles ne seront pas abordées ici (se reporter au chapitre 2). Les complétions en trou ouvert sont utilisées dans le cas d’une seule zone soit très consolidée, soit bénéficiant d’un contrôle des sables par gravillonnage en trou ouvert sous réserve qu’il ne se pose pas, du moins a priori, de problème d’interface. De ce fait, elles sont rarement retenues pour les puits à huile (existence fréquente, au moins à terme, d’un interface eau-huile ou huile-gaz, encore plus grave du fait de la très grande mobilité du gaz par rapport à l’huile). Par contre ce mode de liaison peut être adapté à un puits à gaz. En effet, dans ce cas, le constraste important de mobilité entre le gaz et les liquides est favorable et assure une sélectivité naturelle permettant de produire surtout le gaz (ne pas oublier cependant l’effet très pénalisant sur l’éruptivité de l’accumulation de liquide dans le puits).\n1.3.2.2 Complétions en trou cuvelé (fig. 1.8) Après le forage de la couche, un cuvelage (ou un liner dans certains cas) est mis en place et cimenté au droit de la couche ; puis des perforations sont réalisées au droit de la zone que l’on souhaite produire pour rétablir la communication entre le réservoir et le puits. Ces perforations devront traverser le cuvelage et la gaine de ciment avant de péné trer dans la formation. La phase de forage précédente a été arrêtée plus ou moins haut avant le réservoir et un cuvelage technique avait alors été mis en place et cimenté.\nFig. 1.8 Complétion en trou cuvelé (Source : ENSPM Formation Industrie).\nDu fait que l’on est capable de placer les perforations de manière très précise par rap port aux différents niveaux et aux interfaces entre fluides, cette méthode aide à assurer une meilleure sélectivité des niveaux ou des fluides produits, à condition toutefois que la cimentation formation-cuvelage soit bien étanche. Comme précédemment les solutions particulières liées au contrôle des sables ne seront pas abordées ici. Notons cependant que, dans ce cadre là, on peut être amené à réaliser une « fenêtre ». Cette opération consiste à venir fraiser le cuvelage sur une cer taine hauteur, puis à forer la gaine de ciment et la partie adjacente de la formation à l’aide d’un élargisseur. Les complétions en trou cuvelé sont surtout utilisées quand il y a des problèmes d’interface ou/et quand il y a plusieurs niveaux. De ce fait, elles sont donc beaucoup plus fréquentes. C’est même la liaison couchetrou généralement utilisée.\n1.3.3 Principales configurations de la ou des colonnes de production Ces configurations sont principalement fonction du nombre de niveaux à produire et de l’utilisation (complétion conventionnelle) ou non (complétion tubingless ou sans tubing) d’une colonne de production (tubing).\n1.3.3.1 Complétions conventionnelles Une complétion conventionnelle est une complétion dans laquelle on a recours, entre autres pour des considérations de sécurité, à une ou plusieurs colonnes de production (tubing), le reste de l’équipement n’étant pas précisé (existence ou non d’un packer, ...). La caractéristique fondamentale de la colonne de production (tubing) est d’être entiè rement contenue dans un cuvelage (casing) et d’être non cimentée donc d’être facile ment remplaçable. A. Complétions simples (fig. 1.9) Ici le terme simple est utilisé au sens de unique par opposition à multiple (double, triple, ...). Dans ce cas le puits est équipé d’une seule colonne de production. Cela ne permet, en général, que d’exploiter un seul niveau. Deux cas principaux de figure peuvent se présenter selon que la colonne de produc tion est équipée ou non en son extrémité inférieure d’un packer, élément qui assure l’étanchéité entre le cuvelage et la colonne de production et qui permet donc d’isoler et de protéger le cuvelage. En fonction des impératifs que nous avons vus précédemment, d’autres éléments sont généralement intégrés à la colonne de production mais ils ne seront pas abordés ici (se reporter au chapitre 3).\n- Cuvelage cimenté-\nColonne de production _ (tubing)\n- Packer simple\nRéservoir Perforations _\nAVEC TUBING ET PACKER\n2 AVEC TUBING SEUL\nFig. 1.9 Complétion conventionnelle simple (Sources : catalogue Baker, 1984-1985 et ENSPM Formation Industrie).\nLes complétions simples avec tubing seul sont d’usage très restreint. Il faut d’ailleurs plutôt les considérer comme une variante des complétions simples sans tubing, le tubing suspendu étant plus un tubulaire d’intervention (kill string pour neutraliser le puits en cas de reprise de puits par exemple). Elles peuvent convenir à des puits produisant à très gros débit un fluide ne posant pas de problème, le puits étant alors produit par le tubing et l’annulaire. Les complétions simples avec tubing et packer sont le type de complétion que l’on utilise généralement du fait : - de la sécurité due à la présence du packer (les règles gouvernementales ou internes à la compagnie imposent de plus en plus l’existence de ce packer associé, en parti culier en offshore, à une vanne de sécurité de subsurface sur le tubing) ; - de sa simplicité relative par comparaison à des complétions multiples ou autres, tant en ce qui concerne l’équipement ou l’entretien que le reconditionnement. Elles sont normalement utilisées pour produire un seul niveau à la fois. Par le passé, ce type de complétion a aussi été utilisé pour exploiter simultanément, et avec un mini mum d’équipement, plusieurs niveaux, les différents niveaux produisant par le même tubing. Les problèmes de gisement et d’exploitation que cela pose font que cette pra tique est tombée en désuétude de nos jours. B. Complétions multiples (fig. 1.10) Il s’agit de l'exploitation dans un même puits de plusieurs niveaux, séparément et simultanément, donc par des conduits différents.\nLes complétions doubles sont les plus courantes. Mais on peut avoir trois, quatre niveaux, voire plus, exploités séparément. Toutefois cela complique beaucoup les équi pements à mettre en place et surtout les opérations éventuelles de reprise du puits. De nombreux cas de figure existent. Considérons simplement : -\nla complétion double avec deux colonnes de production, une pour chacun des deux niveaux, et deux packers permettant d’isoler les niveaux entre eux et de protéger l’annulaire; - la complétion tubing-annulaire avec une seule colonne de production et un seul packer, packer situé entre les deux niveaux à exploiter, où un niveau est exploité par la colonne de production et l’autre niveau par l’annulaire « colonne de production-cuvelage ». Là encore d’autres éléments sont généralement intégrés aux colonnes de production (pour tenir compte des impératifs vus précédemment) mais ils ne seront pas abordés ici.\n(a) Fig. 1.10 Complétion Formation Industrie).\nFondamentalement, ce type de complétion permet de développer avec moins de puits, et donc aussi plus rapidement, plusieurs niveaux. Par contre le coût de maintenance et de reprise est plus élevé. Il est donc plus particulièrement intéressant en offshore (où le forage lui-même et l’espace requis pour l’emplacement d’un puits coûtent très chers) ou pour développer, en profitant de l’exploitation d’un niveau principal, un niveau marginal (ou plusieurs) qui ne justifierait pas un puits à lui seul.\nToutefois, on doit garder en mémoire que la complétion idéale est celle qui est la plus simple. En effet, elle débouchera sur les opérations les plus simples en ce qui concerne l’installation, la maintenance et les reprises de puits. Les complétions tubing-annulaire sont d’usage très restreint. Si elles présentent une bonne capacité de débit (en effet, les sections offertes aux fluides sont importantes) elles ne permettent plus, entre autres, d’assurer la protection du cuvelage. Les complétions doubles sont donc le cas type par excellence d’une complétion mul tiple, les complétions plus sophistiquées demandant une étude soigneuse si l’on veut éviter : - des problèmes d’opération et d’exploitation dus à des interventions de travail au câble intensives ; - des problèmes de sécurité et d’opération durant les reprises de puits.\nC. Complétions sélectives (fig. 1.11) II s’agit de l’exploitation dans un même puits de plusieurs niveaux, séparément mais successivement par la même colonne de production sans qu’il soit nécessaire de reprendre le puits. Il s’agit en fait d’une exploitation alternée et le changement de niveau exploité se fait par la technique du travail au câble.\nFig. 1.11 Complétion conventionnelle sélective (Source : ENSPM Formation Industrie).\nOutre des packers, cette technique nécessite des équipements de fond supplémentaires tels que : - un dispositif de circulation comportant une chemise coulissante permettant de découvrir ou d’aveugler des lumières de communication entre l’intérieur et l’annulaire ; - un siège permettant de mettre en place un bouchon dans le puits. Il est possible de combiner complétion multiple et complétion sélective. Par exemple deux colonnes de production, équipées chacune sélectivement sur deux niveaux, permettent de produire séparément quatre niveaux à condition de n’en produire que deux à la fois. Ce type de complétion est surtout adapté au cas où un des deux niveaux est un objec tif secondaire (déplétion très rapide, simple observation de temps à autre,...) qui ne jus tifie pas à lui seul un puits. 1.3.3.2 Complétions tubingless (sans tubing)\nUne complétion tubingless est une complétion dans laquelle il n’y a pas de colonne de production (récupérable) mais où la production se fait directement à travers un tubulaire cimenté. Ces complétions sont assez particulières et surtout utilisées dans certaines régions et ce uniquement dans certains cas particuliers. Elles ne seront qu’évoquées ici. A. Complétions tubingless simples (fig. 1.12a) La production se fait directement à travers un cuvelage, généralement de gros diamètre.\nFig. 1.12 Complétion tubingless (Source : ENSPM Formation Industrie). a. Simple, b. Multiple.\nCes complétions permettent l’exploitation avec un investissement initial le plus faible possible de puits gros producteurs produisant des fluides sans problème et ce en minimi sant les pertes de charge. Ce type de complétion se trouve plus spécialement au Moyen-Orient. B. Complétions tubingless multiples (fig. 1.12b) La production se fait directement à travers plusieurs cuvelages. Les diamètres de ces différents cuvelages peuvent être très différents les uns des autres selon les productions respectives attendues. Cela permet de produire plusieurs niveaux faiblement producteurs avec un minimum de puits et d’équipement de fond donc avec un investissement de départ minimum, sous réserve de ne pas avoir de problème de sécurité ou d’exploitation (activation, reprise,...). Ce type de complétion se trouve plus spécialement aux États-Unis. 1.3.3.3\nIl s’agit en particulier de complétions tubingless multiples équipées avec des macaro nis de manière à obtenir pour chaque tubulaire cimenté une complétion conventionnelle simple ou multiple. Bien entendu elles sont très spécifiques et, comme les précédentes, concernent princi palement les États-Unis. On peut citer aussi le cas où l’on viendrait équiper avec un tubing des puits réalisés par microforage, (tels ceux réalisés en 1982 sur un champ du Bassin parisien bien que ceux-ci soient exploités en complétion tubingless à travers un cuvelage de production d’environ 50 mm de diamètre à près de 1500 m de profondeur et pour un diamètre de forage au départ d’environ 153 mm).\n1.4 PRINCIPALES PHASES D’UNE COMPLÉTION\nEn fonction du contexte dans lequel on se trouve, la complétion d’un puits peut com porter des phases différentes et l’ordre de ces phases peut varier. La chronologie détaillée ci-après n’est donc qu’une chronologie possible parmi d’autres, certaines phases pouvant être réalisées à d’autres moments ou se révéler inutiles. Sans oublier que les conditions dans lesquelles la couche est forée sont primordiales vis-à-vis de la complétion, nous considérerons ici que la couche a déjà été forée, que les diagraphies en trou ouvert ont été réalisées et, dans le cas d’une complétion en trou cuvelé, que le cuvelage a aussi déjà été descendu et cimenté.\n1.4.1 Contrôle et conditionnement du trou C’est une opération qui consiste à vérifier l’état du trou. Dans le cas d’un trou ouvert, cela consiste généralement à simplement redescendre la garniture de forage munie de son trépan jusqu’au fond du trou et à circuler pour homo généiser la boue. Éventuellement la boue qui a été utilisée pour le forage de la couche pourra être remplacée par un fluide de complétion mieux adapté aux opérations ulté rieures. Dans le cas d’un trou eu vêlé, les opérations à entreprendre sont plus nombreuses : -\nDescente d’une garniture de forage équipée d’un trépan et d’un scraper (racleur). Pour ce faire, il peut être nécessaire de dégerber les masses-tiges et tout ou partie des tiges utilisées en forage et de redescendre une nouvelle garniture comportant des éléments de diamètre inférieur. Contrôle avec le trépan de la cote du sommet (top) du ciment, dans le cuvelage (et reforage de l’excédent éventuel de ciment). Grattage à l’aide du scraper de la future zone d’ancrage du packer; une circulation est effectuée en même temps pour évacuer les déblais (particules de ciment entre autres). Mise en place d’un fluide de complétion en fin de circulation et remontée de la gar niture de forage. Enregistrement de diagraphies pour contrôler la qualité de la cimentation. Enregistrement d’une diagraphie de recalage. Il s’agit généralement d’un gamma ray couplé à un CCL (Casing Collar Locator : détecteur de joint de casing). Le gamma ray (yR) permet une corrélation avec les diagraphies réalisées en trou ouvert (dont un gamma ray en général) et le CCL enregistre les joints de cuvelage. Ainsi, par la suite, le calage, par rapport aux niveaux ou aux interfaces du réser voir, des outils utilisés au cours des opérations de complétion pourra se faire sim plement par rapport aux joints de cuvelage.\n1.4.2 Restauration éventuelle de la cimentation Dans le cas où la qualité de la cimentation est insuffisante par rapport aux problèmes que pose le gisement (isolation du ou des niveaux, interfaces, ...) et aux opérations pré vues sur la couche (essais de puits, traitement, ...), il est nécessaire d’entreprendre une restauration de la cimentation. Pour cela, il est généralement nécessaire de perforer le cuvelage et d’injecter sous pression du ciment au droit de la ou des zones mal cimentées.\n1.4.3 Rétablissement de la liaison couche-trou Dans le cas d’un trou cuvelé, il faut s’affranchir de la barrière entre le réservoir et le puits que constituent la gaine de ciment et le cuvelage proprement dit.\nSauf cas exceptionnel, cela est réalisé, avant ou après équipement du puits, par perfo ration à l’aide de charges creuses. Cette opération impose des règles de sécurité très strictes liées à l’utilisation d’explosifs. De plus, quand cette opération a lieu avant équi pement, il faut, dès la perforation et jusqu’à la mise en place de l’équipement définitif du puits, prendre garde à ne pas mettre le puits en éruption.\n1.4.4 Essai du puits Tout puits doit faire l’objet d’un test, éventuellement de courte durée, pour connaître au moins son indice de productivité (ou d’injectivité) et son endommagement éventuel. Dans le cas d’un gisement en développement où de nombreux puits ont déjà été réali sés, une simple évaluation en fin de complétion peut parfois suffire. Par contre, sur les premiers puits de développement, sans parler des puits d’apprécia tion et de ceux d’exploration, des essais plus conséquents sont nécessaires. C’est à partir de ces essais et d’études complémentaires en laboratoire sur les roches et les fluides que peuvent être définies la nécessité d’entreprendre un traitement et l’opportunité de tel ou tel traitement. Les essais de puits se font donc assez souvent avec des garnitures provisoires.\n1.4.5 Traitement de la couche Il s’agit principalement des opérations de contrôle des sables et des opérations de sti mulation (acidification, fracturation). En ce qui concerne ces opérations de stimulation, un essai de puits préalable peut être nécessaire pour décider de leur intérêt. Selon les cas, ces traitements sont réalisés avant ou après équipement du puits et peu vent nécessiter un équipement provisoire.\n1.4.6 Equipement du puits Il s’agit de la mise en place de l’équipement définitif du puits et du test de ces équipe ments une fois en place. A l’équipement classique de base (packer, équipements divers de fond, tubing, tête de puits), peuvent s’ajouter des équipements spécifiques relatifs à la sécurité ou à l’activa tion du puits. Comme nous l’avons déjà signalé, cette mise en place de l’équipement peut avoir lieu après ou avant perforation du puits.\n1.4.7 Mise en service du puits et évaluation de ses performances Pour un puits producteur cette phase nécessite de remplacer le fluide de densité suffi samment élevée pour tenir la pression de gisement qui se trouvait au départ dans le puits par un fluide plus léger. Selon le moment où les perforations sont réalisées (avant ou après équipement) et, selon l’équipement en place, cette opération peut avoir lieu à dif férents moments (après équipement ou avant perforation). La mise en service d’un puits producteur comporte une phase de dégorgement. Les traitements effectués sur la couche peuvent imposer des contraintes à ce niveau là (mise en dégorgement le plus vite possible après acidification, dégorgement progressif en cas de contrôle des sables,...). Elle peut nécessiter un démarrage assisté (pistonnage, utilisation d’un coiled tubing,...), sans parler des procédés d’activation permanents. L’évaluation initiale des performances est essentielle. Elle permet éventuellement de décider de l’opportunité d’un traitement. Elle sert de référence pour le suivi ultérieur du comportement du puits. Enfin elle peut être riche d’enseignement pour les puits futurs.\n1.4.8 Déménagement de l’appareil Pour ce déménagement de l’appareil de forage ou de complétion proprement dit, le puits doit toujours être mis en sécurité. Ce déménagement peut avoir lieu une fois l’ensemble des opérations terminé ou dès que l’équipement définitif a été mis en place.\n1.4.9 Interventions ultérieures : mesures, entretien, reprise, abandon Le suivi dans le temps du comportement du puits permet d’agir en conséquence, de vérifier le bien ou le mal fondé des décisions prises et la qualité de leur réalisation sur chantier. Il permet aussi de mieux connaître le comportement du gisement et donc d’anticiper sur les problèmes d’exploitation. Par ailleurs, la complétion du puits fait l’objet d’interventions d’entretien pour la gar der en bon état. Elle peut aussi faire l’objet d’une reprise pour la réparer ou pour modi fier les conditions d’exploitation. Pour tout cela, il est essentiel de connaître : - toutes les opérations qui ont été réalisées dans le puits ainsi que les conditions dans lesquelles elles se sont déroulées; - tous les équipements en place ainsi que leurs caractéristiques. Il faut donc établir à chaque fois un rapport détaillé, l’ensemble de ces données pou vant figurer dans une banque de donnée informatisée.\nRéalisation de la liaison couche-trou\nLes principaux facteurs influençant la conception de la liaison couche-trou ainsi que les principales configurations de cette liaison couche-trou ont été vus au chapitre précé dent. Ce chapitre détaille : - les différentes phases à réaliser pour établir la liaison couche-trou ; - les techniques utilisables correspondantes et leur mise en œuvre.\n2.1 FORAGE ET CUVELAGE DE LA COUCHE PRODUCTRICE Sans rentrer dans des considérations purement forage, seuls quelques points particu lièrement importants vis-à-vis de la complétion sont abordés ici.\n2.1.1 Sécurité du puits La couche à exploiter est, par nature, une zone poreuse, perméable et contenant des fluides sous pression. Les conditions favorables à une éruption sont donc réunies. Il est donc primordial de s’assurer, avant de commencer cette phase, que le fluide de forage dans le puits a une densité suffisante pour tenir la pression du gisement. Il est aussi essentiel de vérifier le bon état et le bon fonctionnement des équipements de sécurité et en particulier du BOP (BlowOut Preventer : bloc obturateur de puits), l’ouvrage ayant été conçu (programme de forage et cuvelage,...) pour que le puits résiste à la pression de gisement. De même, pendant toute la durée des opérations sur le puits, il faut être particulière ment attentif à éviter toute venue. On se méfiera en particulier du pistonnage en cours de manœuvre.\nÉléments sous dfoils d'\nIl ne faut pas oublier aussi que les mesures mises en œuvre pour contrôler une venue éventuelle risquent d’endommager la couche et de diminuer ses caractéristiques de pro ductivité.\n2.1.2 Fluides pour le « forage » de la couche productrice 2.1.2.1 Contraintes A. Contraintes liées à la sécurité Compte tenu de ce qui a été dit précédemment, le fluide dans le puits doit exercer une surpression hydrostatique par rapport à la pression de gisement. En pratique, du moins pour les puits de développement, cette surpression est généralement prise de l’ordre de 5 à 15 bar. Pour obtenir une densité suffisante on utilise un fluide chargé en solide ou une saumure. Attention, lors de la détermination de la densité requise correspondante, il faut : - rester dans un système homogène d’unité (en particulier ne pas comparer directe ment une pression de gisement exprimée en bar avec une pression hydrostatique exprimée en kgf/cm2) ; - tenir compte de l’effet de température sur la densité moyenne du fluide (cet effet peut conduire à une diminution de la densité moyenne dans le puits de plusieurs pour-cent). B. Contraintes liées au forage du trou Dans la mesure où l’on utilise ce fluide pour forer, il doit présenter les qualités nor malement requises pour un fluide de forage. En particulier il doit avoir une viscosité suffisante pour permettre l’évacuation des déblais de forage (cuttings).\nC. Contraintes liées à Vendommagement de la couche par le fluide Du fait de la surpression hydrostatique, le fluide dans le puits à tendance à pénétrer dans le réservoir. Si la partie liquide du fluide (le filtrat) peut effectivement y pénétrer facilement, les solides contenus dans le fluide ont tendance à être retenus au niveau de la paroi du puits où ils forment un dépôt : le cake. En pratique les endommagements les plus fréquemment rencontrés sont : - le colmatage dû aux particules solides qui sont contenues dans le fluide et qui pénètrent dans la formation ; compte tenu de la taille des pores il est en général assez peu profond et on peut donc espérer pouvoir y remédier si ces particules réussissent à ressortir lors de la mise en production du puits ou si elles sont solubles dans l’acide (attention c’est loin d’être toujours le cas) ;\nÉlémenls sous droits\n- le colmatage dû à l’action du filtrat sur la matrice elle-même et en particulier sur les argiles (endommagement par gonflement ou dispersion des argiles) ou sur la mouillabilité de la formation avec ses conséquences sur les perméabilités relatives à l’huile et à l’eau ; - le colmatage dû à l’action du filtrat sur les fluides présents dans le réservoir; il s’agit en particulier des problèmes de précipité, d’émulsion ou de sludge (amas pâteux d’hydrocarbures lourds ayant floculé). Attention : l’ensemble de ces actions du filtrat sont le plus souvent irréversibles. Le cake externe qui se forme à la paroi du puits ne gêne pas particulièrement, du moins sur les puits producteurs. En effet, sur les puits en production, le débit en prove nance de la formation aura tendance à le décoller de la paroi ; par contre, sur un puits injecteur, il abaissera considérablement l’injectivité s’il n’a pu être enlevé avant. Au contraire, par sa présence, le cake externe limite la filtration et donc les dégâts causés par celle-ci. L’effet du colmatage aux abords du puits sur l’indice de productivité est illustré sur le graphique de la figure 2.1. On constate qu’un endommagement, même très peu profond, peut amener une réduction de productivité considérable. Dans le cas de formations qui réagissent bien à l’acide (c’est le cas en général des for mations carbonatées), cela n’est pas trop grave car il est possible de contourner après coup le colmatage en venant attaquer la formation elle-même avec l’acide. Par contre, dans le cas de formations qui réagissent mal à l’acide (et c’est le cas en général des formations gréseuses), comme dans leur ensemble ni la formation ni les agents ayant provoqué le colmatage ne réagissent bien à l’acide, le dommage risque d’être permanent. De plus des réactions secondaires peuvent renforcer le colmatage. En conséquence, dans ces cas là, la prévention est essentielle et il est fondamental d’employer un fluide adapté dès le forage de la couche productrice. 11 peut aussi être intéressant d’avoir une vitesse de forage élevée et une faible surpression sur la couche pour limiter le volume de filtrat dans la formation. Vis-à-vis de l’endommagement, l’idéal serait d’avoir dans le puits un fluide sans solide dont le filtrat serait compatible avec la formation et les fluides en place dans le gisement. Cependant il faut généralement lui adjoindre des colmatants dit temporaires (soit acidifîables, soit instables à la température, mais leur solubilité n’est jamais de 100 %) pour limiter la filtration. De plus, lorsque ce fluide est utilisé pour le forage de la couche, des viscosifiants sont nécessaires afin d’avoir une capacité de transport des cuttings suffisante. Dans le cas où l’on a recours à un fluide contenant des solides, il faut choisir de pré férence des solides qui ne risquent pas de poser problème (par exemple, éviter la baryte) et qui sont « facilement » destructibles (acidifîables). Enfin au cours du forage de la couche productrice, il faut traiter le fluide utilisé de manière à le débarrasser des éléments fins qui se forment suite à l’écrasement des solides initialement contenus dans le fluide d’une part et des débris du terrain d’autre part.\nACCL(IN) CARTE DE LA RÉSISTANCE | À LA COMPRESSION\n-0.950 0.0500 ECCE(IN) 0.0 0.5000 MDIA(IN)\n6.0000 7.0000 RB (°)\nFig. 2.3 Représentation standard d’un enregistrement CET. (iSource : d’après document Schlumberger).\n2.2.2 Restauration des cimentations 2.2.2.1 Généralités La méthode de base pour restaurer une cimentation primaire défectueuse consiste à venir mettre en place un laitier de ciment au droit de la zone défectueuse et cela : - éventuellement par circulation (dans le cas d’un manque de remplissage par exemple) ; - mais le plus généralement, par pompage sous pression (squeeze, ou en français : esquiche), le laitier étant soumis à une pression différentielle. C’est cette pression différentielle qui permet au laitier de se mettre en place par un processus de filtration de la base liquide dans la formation. Cela conduit à la formation d’un cake de ciment à la paroi. Aussi il faut : - contrôler la croissance de ce cake ; - lui permettre de se former uniformément sur l’ensemble des parties perméables. Outre la restauration d’une cimentation primaire, cette méthode peut aussi être utili sée en reconditionnement de puits pour : -\nrestaurer une isolation entre zones ; réduire la proportion d’eau ou de gaz produit associé à un phénomène de coning ; isoler une zone à eau ou à gaz ; abandonner (provisoirement ou définitivement) une zone productrice ; réparer une fuite de cuvelage.\n2.2.2.2 Techniques d’esquiche En fait, dans la pratique, il faut tenir compte des limitations imposées par la combi naison entre : - la technique d’injection (d’esquiche) sélectionnée ; - la garniture utilisée et la procédure associée de mise en place du laitier au droit de la zone à traiter (cf paragr. 2.2.2.3). A. Esquiche haute pression Le principe de cette technique est de fracturer délibérément la zone à traiter derrière le cuvelage pour permettre au laitier de passer dans les perforations et de combler les vides annulaires existants. Mais cette technique présente de nombreux inconvénients. Ainsi : - la position et la direction de la fracture ne sont pas maîtrisées ; - le ciment entrant dans la fracture est « perdu » car il ne participe pas à l’étanchéité hydraulique entre le cuvelage et la formation ;\nil est difficile d’étancher la fracture sur toute son extension : la boue chassée est présente devant le ciment.\nAussi on lui préfère généralement la technique de l’esquiche basse pression (cf. paragr. ci-après), l’esquiche haute pression ayant cependant des domaines d’applica tions : -\nchenaux derrière le cuvelage ne communiquant pas directement avec les perfora tions ; - micro-annulaire non étanche au gaz mais étanche au laitier ; - pression hydrostatique du laitier provoquant la fracturation ; - présence dans le puits de fluides colmatants (qui n’ont pu être éliminés). B. Esquiche basse pression Cette technique consiste à forcer, mais à une pression inférieure à la pression de frac turation et donc en général à faible débit, le laitier dans les endroits communiquant avec une formation perméable (les vides « sans issues » ne pouvant être remplis de ciment). Seule l’eau est forcée hors du laitier, les particules de ciment formant un cake. Ceci n’est possible que si les perforations et les chenaux sont libres de fluides colma tants (nécessité d’un nettoyage préablable) et que si la perméabilité de la formation est suffisante. Il est donc nécessaire de procéder au préalable à un test d’injectivité pour vérifier que l’on pourra bien faire cette opération en restant à une pression d’injection de fond infé rieure à la pression de fracturation. Il faut noter que la pression d’injection de fond (pression appliquée au laitier en fond de puits pour le forcer dans les perforations,...) correspond à la pression de surface à laquelle s’ajoute la pression hydrostatique des fluides présents dans le puits, le tout diminué des pertes de charge dans le puits (terme négligeable quand le débit d’injection est faible). Aussi la variation de la pression en surface pendant l’injection n’est pas représenta tive de la variation de la pression de fond (en particulier du fait de la diminution de la hauteur de laitier dans le puits au fur et à mesure que le laitier est pompé hors des tiges). Le pompage se fait parfois en continu mais plus généralement en discontinu (esquiche hésitation, fig. 2.4). Pour cela : - pomper un petit volume de laitier (50 à 300 litres) et noter l’augmentation de pres sion correspondante ; - arrêter le pompage pour une durée déterminée (10 à 15 min) et noter la chute de pression due à la « fuite » dans la formation (pendant ce temps le laitier se déshy drate) ; - recommencer le cycle jc fois. On facilite ainsi le pompage (difficulté de pomper en continu à un débit suffisamment faible pour ne pas dépasser la pression de fracturation) et on augmente le temps pendant lequel le cake de ciment se développe.\nEquipement des puits éruptifs\nL’architecte du puits a à sa disposition toute une gamme d’équipements pour amener l’effluent du réservoir vers la surface où il sera traité. Dans la recherche du meilleur compromis entre les besoins et les contraintes du gise ment et ceux de l’exploitant, les choix sont guidés par quatre grands principes : -\naccès au réservoir pour les mesures ; transit efficace de l’effluent du fond vers la surface ; contrôle de cet effluent en surface ; sécurité de l’installation.\nBien entendu, la sélection des différents équipements se fait en fonction des données collectées et en relation avec la détermination des configurations (liaison couche-trou, complétion simple ou multiple, ...) et du mode d’activation éventuel. Aussi, seuls des critères généraux de choix pourront être donnés ici. Il faut noter aussi que la solution finalement retenue peut être différente de ce que l’on souhaitait initialement d’un point de vue technique du fait que le matériel choisi : - n’est pas disponible sur le marché ou ne peut être obtenu dans les délais dont on dispose ; - est excessivement coûteux ; - diffère du matériel classiquement utilisé par la compagnie ; - peut être remplacé (plus ou moins bien) par du matériel excédentaire se trouvant en stock dans la compagnie.\n3.1 CONFIGURATION GÉNÉRALE DE L’ÉQUIPEMENT D’UN PUITS ÉRUPTIF De haut en bas (fig. 3.1), les puits éruptifs comportent en général les équipements de production suivants :\nUne tête de production comprenant « l’arbre de Noël » et la tête de colonne de production. L’arbre de Noël est un ensemble de vannes, duse (choke), raccords qui permet le contrôle de l’effluent, la mise en sécurité de l’installation, l’accès au puits pour des outillages et instruments de mesure. La tête de colonne de production, ou tête de suspension du tubing, reçoit le disposi tif de suspension de la ou des colonnes de production (tubing).\nLa colonne de production (tubing), conduite d’acheminement des effluents du puits jusqu’en surface. Le choix judicieux de l’acier et de la section de passage des tubes concourt à la sécurité de l’ouvrage et à assurer le transit, aussi efficace que possible, des effluents.\n- Une étanchéité d’annulaire, ou packer de production, dont le rôle est avant tout d’isoler le cuvelage (casing) de la pression dans le puits et du contact physique avec des effluents parfois très corrosifs. Le choix du type de packer a des implications importantes vis à vis des procédures de mise en place, mais aussi des techniques et procédures d’interventions ulté rieures sur le puits. -\nLes accessoires de fond, tels que vanne à chemise coulissante, sièges (pièces du tubing à profils intérieurs spéciaux). Ces éléments, incorporés au tubing, autorisent une circulation tubing-annulaire, servent lors de la mise en place de l’équipement, facilitent l’utilisation d’outils de mesure et d’entretien. Une bonne règle est de limiter le nombre d’accessoires à celui strictement néces saire aux opérations de mise en place de l’équipement, d’entretien ou de reprise de puits.\n- Une vanne de sécurité supplémentaire, dite de subsurface pour les puits à risque (puits en mer, sous marin, à gaz). Elle est destinée à pallier une éventuelle défaillance des vannes de sécurité de l’arbre de Noël ou de la tête de puits elle-même. Cette sécurité additionnelle, intégrée à la colonne de production, est située à envi ron 30 à 50 mètres sous la surface du sol ou du fond de la mer. Elle est asservie depuis la surface, via une ligne hydraulique, par une « armoire » de contrôle. Pour répondre à des besoins plus spécifiques, on peut aussi être amené à utiliser d’autres équipements tels que : -\ntube perforé ; flow coupling (manchon renforcé) ; blast joint (tube renforcé) ; joint de sécurité ; joint télescopique ; joint de déconnexion.\nChapeau Vanne de curage.\nVanne maîtresse supérieure avec actuateur hydraulique (vanne de sécurité) Vanne maîtresse inférieure\nVanne latérale de production\nVers armoire de contrôle\nTête de suspension du tubing Olive de suspension du tubing\nSortie latérale annulaire casing-tubing\nVanne de sécurité de subsurface Réduction\nLigne hydraulique de contrôle de la vanne de sécurité de subsurface Tubing\nTête de liner\nVanne de circulation\nSabot du tubing Liner Perforations\nFig. 3.1 Puits éruptif. 1 zone productrice (Source : ENSPM Formation Industrie).\nEn cours d’exploitation, les puits vont être soumis à des variations de débit, de pres sion, de température qui vont induire des efforts mécaniques dans les tubes (ou, si le tubing est libre de coulisser dans le packer ou est muni d’un joint télescopique, des mou vements d’allongement ou de rétrécissement des tubes, c’est-à-dire la « respiration » du tubing). Par la méthode élaborée par Lubinski, on détermine les efforts de traction, de compression, ou les allongements, les rétrécissements auxquels on peut s’attendre dans le puits dans les situations défavorables que l’on est à même de rencontrer dans la vie du puits ; classiquement : test en pression du tubing, production, fermeture du puits, aci dification, voire fracturation de la couche. Les paramètres ainsi évalués sont comparés aux valeurs maxima autorisées en affectant les caractéristiques mécaniques brutes des tubes de coefficients de sécurité. Dans les cas sévères, on recourt de plus en plus à la méthode des efforts composés; l’ellipse de plasticité montre par exemple la diminution de la résistance à l’écrasement quand une traction importante est appliquée. Pour un tubing et une configuration de la complétion donnés, on vérifie entre autres que le tubing ne sera pas soumis : -\nà des efforts de traction en tête trop importants ; à des efforts de traction au packer supérieurs à la traction de désancrage de celui-ci ; à un flambage excessif, voire une déformation en « tire-bouchon » permanente ; si le mouvement est possible, à un allongement ou raccourcissement de trop grande amplitude ; - à des efforts d’éclatement en tête trop élevés ; - à des efforts d’écrasement en bas de l’annulaire exagérés. Ces calculs permettent de vérifier si le couple grade-masse nominale initialement considéré convient, ou s’il faut envisager un autre choix. Il est dans la pratique moins onéreux d’augmenter la masse nominale (quitte à perdre un peu de diamètre intérieur) que de choisir un grade d’acier supérieur ; de plus, ceci améliore la tenue à l’H2S. De même, ces calculs amènent dans certains cas à considérer l’utilisation éventuelle d’un joint télescopique accommodant les dilatations ou rétrécissements de la colonne de pro duction.\n3.3.2.3 Détermination de la connexion et de la métallurgie A. La connexion. Type de filetage Pour les puits à huile, les connexions API sont parfaitement adaptées et suffisantes dans la majorité des cas ; pour les puits à gaz, par contre, on préfère les joints ayant une portée d’étanchéité, généralement métal sur métal, distincte du filetage. Également, les hautes pressions, mais aussi le caractère corrosif de l’effluent suggèrent l’utilisation de joints premium. De ces points de vue, les compagnies françaises ont tendance à préconiser des\nconnexions métal sur métal type VAM ou équivalent.\nB. La métallurgie Pour répondre aux besoins de tenue des tubes à la corrosion, le choix entre un acier de construction normal ou légèrement traité, avec injection d’un inhibiteur de corrosion générant un film protecteur à la paroi du tube, ou un acier spécial est fonction : - du coût au kilogramme de l’acier spécial ; - de la faisabilité et du coût de l’injection d’inhibiteurs de corrosion; - du temps prévu entre deux reprises de puits, du coût et de la durée de celles-ci et également du coût de la production « perdue » pendant ces opérations. Dans les cas sensibles, la tendance est de préférer un acier spécial à une injection d’inhibiteur. On peut remarquer également que : - Le choix d’un inhibiteur, la détermination du dosage requis, la mise en œuvre de l’inhibition sont des opérations qui nécessitent de recourir à des spécialistes. Par ailleurs, les produits utilisés peuvent malheureusement poser des problèmes en aval, lors du traitement des hydrocarbures. - Un acier spécial, conçu et fabriqué pour résister dans un certain milieu corrosif peut par contre se corroder très vite dans un autre environnement, notamment à l’air libre et surtout à l’air marin. Ceci impose des conditions de stockage et de transport très strictes. De plus, l’utilisation d’aciers spéciaux oblige à résoudre le problème de la corrosion par électrolyse (dite corrosion par effet de pile ou galva nique),\ndes métallurgies différentes comme un acier au carbone plus classique, car l’un des aciers va se comporter comme anode soluble. - Les tubes en aciers spéciaux, surtout les tubes en acier inoxydable utilisés couram ment pour résister au gaz carbonique, peuvent poser des problèmes de grippage et demandent de prendre des précautions particulières lors des opérations de vissagedévissage. Mais les fabricants de tube ont fait de gros progrès ces dernières années sur les filetages et revêtements spéciaux ; le problème du grippage est maintenant moins important.\n3.4 LES PACKERS. ÉTANCHÉITÉS D’ANNULAIRE Normalement descendu et ancré dans le cuvelage de production ou le liner, le packer permet de protéger l’annulaire de la corrosion des fluides de formation, de limiter la pression dans l’annulaire afin de ne pas soumettre le cuvelage et sa gaine de ciment à de trop fortes variations d’efforts de compression. Enfin, sa présence autorise la mise en place dans l’annulaire d’un fluide, dit de packer ou d’annulaire, qui concourt aussi à la protection du casing. En résumé, le packer isole l’annulaire du contact physique avec les fluides de couche et de la pression en fond de puits.\n3.4.1 Les fluides de packer (ou fluide d’annulaire) Mis en place dans l’annulaire, ils servent principalement à protéger le casing. Ils permettent aussi de réduire la pression différentielle de part et d’autre du packer, limitant ainsi les efforts hydrauliques à cet endroit. De par sa présence, le fluide de packer aide à contrebalancer les efforts d’écrasement du casing et les efforts d’éclatement du tubing dans les sections basses de ceux-ci. Signalons aussi que le fluide de packer peut aider à contrôler le puits à la suite d’une fuite dans le tubing de production, ou quand le packer n’est plus étanche ou est volontai rement désancré. On évite d’utiliser comme fluide de packer des fluides contenant des solides en sus pension ; ceux-ci, finissant par sédimenter, risquent de rendre plus difficile les opéra tions de reprise de puits. En pratique, et en fonction de la densité désirée, on utilise en général des saumures, de l’eau ou du gasoil. De plus, ces fluides sont traités avec un inhibiteur de corrosion, un bactéricide, un anti-oxygène.\n3.4.2 Les grandes familles de packer Un packer est principalement défini par le mécanisme d’ancrage, son étanchéité, les modalités de récupération et le type de connexion tubing-packer. Il est d’usage de les classer en prenant comme premier critère le mode de récupération. • L’ancrage des packers est obtenu par des coins de retenue en acier, qui, poussés sur une rampe conique, « mordent » le cuvelage; l’étanchéité est obtenue par l’écrasement de bagues en caoutchouc contre le cuvelage. • La récupération des packers se résume à trois processus possibles : - Reforage ou fraisage pur et simple du packer : c’est le cas des packers de produc tion permanents. - Cisaillement de goupilles ou d’anneaux de cisaillement par traction sur le tubing; cette action libère les coins d’ancrage : c’est le cas des packers retirables. Certains nécessitent un outil de récupération spécialisé. - Déverrouillage mécanique sans cisaillement de goupilles ou d’anneaux : c’est le cas des packers mécaniques « provisoires », surtout utilisés dans les garnitures spé ciales d’essai de puits, de restauration de cimentation, d’acidification,... • La connexion tubing-packer est assurée de deux manières : - Connexion rigide : le tubing est fixé au packer. - Connexion semi-libre : le tubing pénètre dans le packer par l’intermédiaire d’un tube comportant des joints d’étanchéité et libre de coulisser; ce système permet des déplacements (variations de longueur du tubing dues à sa respiration) vers le haut\nFig. 4.62 Schéma simplifié du matériel de contrôle ou de réglage nécessaire en surface lors des opérations de démarrage de puits. (Source : document Séminaire « Activation », ENSPM Formation Industrie). 1. Manomètre (PI : Pressure Indicator). 2. Thermomètre (TI : Température Indicator). 3. Enregistreur continu de pression (PR : Pressure Recorder). 4. Duse manuelle de réglage de débit de gaz. 5. Orifice déprimogène. 6. Enregistreur de débit (FR : Flow Recorder).\nFig. 4.63 Enregistrement continu des pressions tubing et casing pen dant le démarrage du puits (Source document Séminaire « Activation », ENSPM Formation Industrie).\nEn plus des manomètres et thermomètres équipant habituellement l’arbre de Noël, la conduite d’injection sur l’annulaire comportera un double enregistreur de pressions tubing et casing. En outre, on pourra vérifier le débit d’injection en mettant en place un débitmètre. La mesure est habituellement réalisée en utilisant un système à orifice déprimogène et enregistreur de type Barton.\n4.3 CHOIX D’UN PROCÉDÉ D’ACTIVATION 4.3.1 Critères économiques Le problème qui se pose est de déterminer quel système d’activation permettra de récupérer l’huile le plus vite (actualisation), en plus grande quantité (récupération des réserves), et au moindre coût (rentabilité). Mais le coût global de l’activation (coût d’investissement et coût de fonctionnement) n’est pas facile à évaluer. Ainsi, en ce qui concerne l’investissement, s’il est relativement facile de prévoir le coût du matériel spécifique d’activation (pompe, unité de pompage, compresseur pour le gas lift, ...), il est par contre beaucoup plus difficile d’évaluer la part du surcoût lié au procédé d’activation dans l’investissement initial. En effet, par exemple, la complétion initiale du puits est conçue, lorsque cela est pos sible, en tenant compte de l’option d’activation des puits qui sera implantée plus tard. De même, le dimensionnement d’une plate-forme de production en mer doit tenir compte des équipements supplémentaires qui sont requis pour l’activation. En ce qui concerne le fonctionnement, si, en cours d’exploitation, les frais directs d’exploitation et de maintenance du système d’activation peuvent être assez facilement isolés, il est par contre beaucoup plus difficile de les prévoir à priori. En effet, par exemple, la dépense d’énergie propre au procédé d’activation suppose, au préalable, la connaissance du rendement énergétique du procédé, ce qui est loin d’être facile. De même, le coût de maintenance et de réparation des équipements est généralement basé sur des hypothèses fondées sur des statistiques (établies dans telle ou telle partie du monde ou sur tel ou tel gisement) qui ne sont pas forcément représenta tives pour le gisement considéré. De plus, comme pour l’investissement, il n’est pas aussi simple d’imputer les dépenses de traitement de la production valorisable (huile et gaz), ou non valorisable (eau, sable et sédiments). Ces traitements peuvent être en effet influencés par le mode d’activation retenu. Ainsi, certains procédés favorisent la formation d’émulsion, le moussage, ou facilitent l’injection en fond de puits d’inhibiteurs de corrosion, d’anti émulsion, ...\n4.3.2 Critères techniques Le choix d’une méthode d’activation des puits demande au préalable d’étudier sans à priori les différents procédés possibles, et de déterminer lequel est le plus compatible avec les spécifications de production requises (débits et pression en tête principalement) et avec les contraintes dues au gisement et à son environnement. Trois classes de critères interviennent dans ce choix. Le premier, le plus simple, tient à la source d’énergie nécessaire au procédé, à sa dis ponibilité et à son coût d’accès. De ce point de vue, les procédés à faible rendement énergétique seront désavantagés dans les zones où l’approvisionnement en énergie est cher. Le second critère est représenté par le couple de paramètres hauteur de refoulement de la pompe (ou pression à procurer) et débit liquide à produire, dont le produit repré sente la puissance utile à mettre en œuvre. Notons que la hauteur de refoulement requise est en relation avec la pression en fond de puits et la profondeur du puits. Les autres critères, enfin, prennent en compte l’ensemble des diverses contraintes d’exploitation qui proviennent notamment des facteurs suivants : - L’environnement général. L’état du site, les conditions climatiques, l’environne ment industriel interviennent, ainsi que les normes de sécurité et de préservation de l’environnement. Ainsi les choix peuvent s’infléchir vers les procédés à haute tech nicité et maintenance importante, mais à meilleures performances énergétiques lorsqu’une main d’œuvre qualifiée est disponible pour assurer la maintenance et les réparations à un coût acceptable. Au contraire, la disponibilité sur gisement de gaz fatal non valorisable facilement, procurant de l’énergie à bas prix, peut favoriser des procédés aux rendements moins performants. - L’infrastructure de surface et l’environnement immédiat. Le fait que les puits soient isolés ou, au contraire, groupés voire en grappe (cluster) influence le choix du procédé. Les équipements complémentaires de surface sont généralement consé quents : la place disponible et son coût, la multiplication des équipements doivent donc être pris en considération, ainsi que la maintenance et la longévité de ces équipements, les risques de panne, les moyens d’automatisation, la standardisation des pièces,... - L’architecture du puits : en particulier le profil du puits, la place disponible, le nombre de niveaux à produire séparément, la profondeur du puits. - Les caractéristiques de l’effluent à produire : en particulier la température (en relation avec la profondeur du puits), le pourcentage d’eau, la présence de gaz libre, la viscosité, la présence de constituants corrosifs, le sable.\n4.3.3 Prise de décision En pratique, c’est à partir de tels critères qualitatifs ou quantitatifs, parfois difficiles à évaluer ou qui peuvent évoluer dans le temps qu’il faut effectuer le choix du procédé d’activation.\nAinsi donc, si le coiled tubing permet d’effectuer des circulations, et encore à débit modéré, il est limité en traction, ne permet pas ou peu de rotation (utilisation d’une tur bine de fond) et ne permet pas de mettre du poids sur l’outil de fond.\n5.3.2 Le snubbing 5.3.2.1 Principe et domaine d’application Comme pour le coiled tubing, le snubbing (fig. 5.26) permet de descendre dans un puits en pression un tubulaire muni en son extrémité d’un clapet anti-retour en utilisant un dispositif de manœuvre et un système d’étanchéité appropriés. Mais au lieu d’utiliser un tube enroulé sur un tambour, on utilise des tubes de type tubing que l’on raccorde classiquement par vissage les uns aux autres au fur et à mesure que l’on descend dans le puits. Ceci permet d’utiliser des tubes présentant un diamètre plus important que celui du tube enroulé utilisé en coiled tubing. Bien entendu, on reste limité par le tubing qui équipe le puits et à travers lequel il faut pouvoir passer. L’unité de snubbing offre donc une meilleure capacité de débit, une meilleure résis tance à la traction et une meilleure capacité de rotation ainsi que la possibilité de mettre du poids sur l’outil. Par contre la manœuvre est plus longue du fait de la nécessité de visser les tubes et compte tenu de la procédure de passage des raccords à travers le système d’étanchéité en tête de puits. La mise en œuvre d’une telle unité requiert du personnel spécialisé comprenant en général un chef d’unité et trois ou quatre personnes par équipe. L’unité de snubbing permet bien entendu d’effectuer, mais avec une mise en œuvre plus longue, l’ensemble des opérations réalisables au coiled tubing. Elle permet en outre : - des circulations à débit plus élevé (ce qui peut compenser les manœuvres plus longues) ; - des nettoyages de dépôts durs nécessitant du poids sur l’outil et de la rota tion ; - de mettre en place un tubing concentrique « permanent » pour l’injection d’inhibi teur, pour gas lift,... ; - la pose de bouchons de ciment ; - des reforages légers (bouchon de ciment,...) ; - certaines instrumentations (repêchage de poisson wireline ou coiled tubing,...). Notons enfin que le snubbing est une technique plus ancienne (apparition en 1928 en Louisiane) que le coiled tubing (apparition vers 1960); toutefois son développement, même aux États-Unis, a été modeste pendant de nombreuses années.\nFig. 5.26 Unité de snubbing (Source : catalogue Otis).\n5.3.2.2 Description du matériel (fig. 5.27) Une unité de snubbing se compose essentiellement : - d’un dispositif de manœuvre des tubes ; - d’un dispositif de sécurité en tête de puits ; - d’une centrale hydraulique. A cela il faut ajouter les acccessoires de fond que l’on veut incorporer au tubing manipulé.\nA. Le dispositif de manœuvre Il doit permettre, en fonction de la pression en tête de puits, de pousser le tube dans le puits tant que le poids du tube n’est pas supérieur à la force exercée par la pression sur la section totale du tube, puis alors de le soutenir. Pour cela on utilise classiquement des unités hydrauliques à vérins à double effet et munies de deux ensembles de coins, l’un mobile et l’autre fixe. L’ensemble mobile, solidaire du mouvement des vérins, ne comporte le plus souvent qu’un seul jeu de coins à simple effet. Il faudra donc l’inverser de sens dès le passage du point d’équilibre (moment où le poids du tube manipulé égale la force de pression qui s’exerce dessus). Notons au passage que, tant qu’il faut pousser le tube dans le puits (poids du tube inférieur à la force de pression) on dit que l’on est en phase snub ou de snubbing ou tubing léger ou light pipe ; inversement, quand il faut soutenir le tube (poids du tube supérieur à la force de pression), on dit que l’on est en phase strip ou de stripping ou tubing lourd ou heavy pipe. L’ensemble fixe, lui, comprend deux jeux de coins opposés permettant de maintenir le tube en place quelle que soit la situation. Il est placé en-dessous de la position basse des coins mobiles. Les coins mobiles étant fermés et les coins fixes étant ouverts, on peut manœuvrer le tube sur la longueur correspondant à la course des vérins. Il suffit alors de fermer les coins fixes puis d’ouvrir les coins mobiles pour pouvoir ramener le vérin à sa position de départ. Après avoir refermé les coins mobiles et ouvert les coins fixes, on peut pour suivre la manœuvre (fig. 5.28). Une fenêtre d’introduction peut être placée en dessous de tout cela. Elle permet, au besoin en utilisant une bride de suspension, de manipuler avec l’unité de snubbing tout outil qui ne passerait pas au niveau des vérins et des coins (olive de suspension, outil de reforage). Le passage de ces outils au niveau du dispositif de sécurité nécessite une pro cédure particulière (cf paragr. 5.3.2.3 : Considérations opératoires). La bride de suspension comporte des peignes qui permettent de bloquer le tube mani pulé en translation et en rotation, lors d’opérations spéciales (travaux sur l’ensemble vérins + coins, ...). Elle peut être placée dans l’empilage en différents endroits.\n302 Interventions sur les puits\nFig. 5.28 Séquence de descente en phase « snub » (Source : d’après document Flopetrol).\nFig. 5.29 Unité grande course (Source : d'après document Flopetrol).\nChapitre 5 Interventions sur les puits\nFig. 5.30 Unité petite course (Source : d'après document Flopetrol).\nLe stripper (fig. 5.31) assure l’étanchéité sur les tubes manoeuvrés à l’aide d’une ou, plus couramment, deux garnitures semi-rigides à travers lesquelles glisse le tube. Il est utilisé jusqu’à des pressions en tête de 1500 à 3000 psi (105 ou 210 bar environ) selon qu’il comporte une ou deux garnitures et il permet le passage des joints de tubing en restant étanche; il est recommandé d’utiliser des joints intégrés au tube (intégral joint).\nFig. 5.31 Stripper (Source : Pétrole et Techniques, n° 256, octobre 1978).\nDans le cas où l’on dispose de deux garnitures, de l’huile est pompée entre les deux garnitures à une pression Ph = P!2 (P étant la pression en tête de puits). Ainsi : - chaque garniture travaille à un différentiel de pression moitié de P ; - le tube est lubrifié. Deux obturateurs de manœuvre à mâchoires (équipées de garniture d’usure et fermant sur le tube manipulé) permettent de descendre ou de remonter les tubes à des pressions excédant la capacité de travail du stripper ou d’utiliser des outils qui ne passent pas à travers les garnitures du stripper. Ils sont séparés par un tube entretoise de hauteur fonc tion de la longueur des outils utilisés et de la différence de longueur maximale entre les différents tubes utilisés. La figure 5.32 illustre le passage d’un joint (ou d’un outil) : l’obturateur de manœuvre supérieur est fermé pendant la manœuvre du tube et il n’est ouvert, après avoir préalablement fermé l’obturateur de manœuvre inférieur, que pour laisser passer le joint. Inversement l’obturateur inférieur est laissé ouvert pendant la manœuvre et n’est fermé que pour le passage du joint au niveau de l’autre obturateur.\nChapitre 5 l-j-BOP\nLÉGENDE : "l\nF1-(activé par pression hydraulique)\nH ■BBOP ouvert\nObturateur de manœuvre supérieur\nVanne de circulation (opérée manuellement)\nObturation de manœuvre supérieur (« sup »)\nObturateur de manœuvre inférieur (« inf »)\nManchon du tubing\ndescendu à 30 cm au-dessus de « sup »\n(reste ouvert pendant toute la manœuvre)\n<2> le descendre entre « sup » et « inf »\n© le descendre jusqu’au prochain\nFig. 5.32 Passage d’un joint au niveau du dispositif de sécurité (BOP). (Source : d'après document Flopetrol).\nLes obturateurs ne doivent être manœuvrés qu’ après égalisation ou purge de la pression de part et d’autre grâce à un dispositif approprié. Un obturateur de sécurité à mâchoire (fermant lui aussi sur le tube manipulé) com plète cet ensemble. Situé le plus bas, cet obturateur doit rester ouvert pendant toutes les phases de manœuvre et il n’est utilisé qu’en statique pour assurer la sécurité. Il permet en particulier d’effectuer le changement des garnitures des obturateurs de manœuvre ou du stripper. Il ne doit jamais être utilisé pour stripper. D’autres éléments peuvent venir s’intégrer dans cet ensemble. Citons en particulier : - la bride de suspension ; - l’obturateur du type sphérique ou annulaire très performant mais dont les garnitures ne peuvent être changées en cours d’opération ; - l’obturateur équipé de mâchoires coupe-tiges ; - l’obturateur à fermeture totale ; - des obturateurs de manœuvre ou de sécurité supplémentaires.\nLa centrale hydraulique Un moteur diesel entraîne : - deux pompes principales alimentant les vérins hydrauliques ; - une pompe auxiliaire alimentant les obturateurs, les vannes d’égalisation et de purge, les coins, le treuil de manœuvre, ...\nEn snubbing on utilisera obligatoirement des clapets anti-retour montés à l’extrémité inférieure (au moins deux par sécurité). Si le diamètre du tubulaire utilisé permet le travail au câble, au lieu d’utiliser des cla pets anti-retour directement vissés sur le tubing, on peut utiliser des clapets anti-retour placés dans des sièges (landing nipple) vissés sur le tube. Ainsi une fois le tubulaire des cendu et après avoir monté une tête de circulation et un sas de travail au câble, on peut venir les retirer. Cela permet, entre autres, d’effectuer des circulations inverses. Bien entendu, il faudra venir les remettre en place avant de remonter le tubulaire s’il reste de la pression dans le puits. On place un de ces clapets suffisamment loin de l’extrémité du tube pour que ce cla pet soit au-dessus des coins de manœuvre alors que le sabot du tube se trouve encore sous le dispositif de sécurité de surface. Cela sert de signe avertisseur à la remontée. En effet, pour ressortir l’extrémité du tube des garnitures d’étanchéité, il faut être fermé en dessous. En fonction de l’opération à réaliser, divers outils peuvent être placés à l’extrémité du tube : embout de circulation, outil de forage associé ou non à une turbine hydraulique, outils d’instrumentation (overshot, taraud, joint de sécurité, coulisse,...)\nÉléments sous drots d'a\n5.3.2.3 Considérations opératoires En début de manœuvre (pendant la phase snub), le tube est soumisen tête à une com pression due à la pression du puits. Il y a donc risque de flambage. Il fautdonc limiter la longueur de tube non guidée (c’est-à-dire en général du stripper aux coins mobiles) à une longueur inférieure à la longueur critique de flambage, sinon le tube va flamber et risque de se faire éjecter hors du puits. Bien entendu ce phénomène, qui dépend de la pression en tête de puits et du diamètre du tube, est maximum en début de descente (pas de poids de tube pour contrebalancer la force de pression). Par exemple en début de des cente et pour une pression en tête de 100 bar, la longueur critique est : - d’environ 4 m pour un tubing 1 900” (48 mm) ; - d’environ 7 m pour un tubing 3 1/2” (89 mm). Dans le cas où l’ensemble mobile ne comporte qu’un seul jeu de coins à simple effet, nous avons vu qu’il faut l’inverser au passage du point d’équilibre. De manière à passer franchement d’un état où l’on a besoin des coins dans un sens à celui où l’on a besoin des coins dans l’autre sens, on peut : - à la descente, commencer la descente avec les tubes vides et les remplir pour passer le point d’équilibre ; - à la descente comme à la remontée, jouer sur la pression en tête de puits c’est-àdire faire débiter le puits, ou au contraire le fermer, selon que l’on effectue le reste de la manœuvre avec le puits fermé ou en débit. La durée de vie des garnitures est très variable. Les garnitures du stripper peuvent permettre aussi bien d’effectuer un aller et retour à 3000 m sans changement que néces siter d’être changées tous les 80 mètres (en remontant un tube rugueux, revêtu de dépôts d’asphalte,...). Dans le cas où l’on manœuvre en utilisant les obturateurs de manœuvre à mâchoires, le changement de garniture se fait environ tous les 20 à 30 tubes alors qu’un obturateur sphérique peut parfois tenir sans problème pendant toute l’opération. Les vitesses de manœuvre sont bien entendu fonction du fait que l’on manœuvre à travers le stripper seul ou en utilisant les obturateurs de manœuvre à mâchoire. Dans le premier cas, on peut atteindre des vitesses d’environ 600 mètres à l’heure (soit 10 m/min, à comparer aux 20 ou 40 m/min en coiled tubing selon que l’on descend ou remonte); dans le deuxième cas, il ne faut compter que le quart, soit 150 mètres à l’heure. En principe, aucune opération snubbing n’est faite la nuit. La journée de travail débute au lever du jour et se termine 1 heure avant la tombée de la nuit. Les BOP sont alors fermés, purgés et verrouillés ainsi que les coins. Une vanne fermée est vissée sur le tubing. Si l’opération devait se poursuivre après la fin du jour, la durée du travail de nuit doit être la plus courte possible et être réalisée sous un éclairage approprié. Cependant la tendance actuelle semble aller vers l’exécution d’opérations durant la nuit. En contrepartie ceci impose un éclairage adéquat et une certaine limitation des opé-\nÉlémenk:- cous droits d'\nrations autorisées. En particulier aucune manœuvre de tubing n’est exécutée en phase snub durant la période nocture.\n5.4 INTERVENTIONS SUR LES PUITS TUÉS Pour certaines interventions sur puits, en particulier quand il est nécessaire de remon ter le tubing et son équipement, il peut être préférable ou nécessaire de tuer le puits préalablement, c’est-à-dire de remettre en place dans le puits un fluide de contrôle exer çant une pression hydrostatique supérieure à la pression de gisement. On peut alors tra vailler puits ouvert et sans pression en tête. D’une façon générale, il s’agit de modifier le dispositif de complétion, et les tech niques employées sont exactement les mêmes que celles utilisées lors des complétions initiales. Il faut toutefois particulièrement veiller à la bonne mise sous contrôle du puits et à redéfinir une complétion aussi adaptée que possible aux conditions actuelles (qui peu vent être très différentes des conditions initiales) et aux besoins futurs (qui deviennent plus faciles à supputer). Cette dernière remarque n’est pas propre aux reprises de com plétion ayant pour objectif un amendement de l’objet de la complétion, mais s’applique à tous les travaux de reprise de complétion.\n5.4.1 Moyens d’interventions sur puits tués Ils sont fonction principalement : - de la profondeur du puits ; - de l’équipement en place dans le puits ; - de ce qu’il y a à faire. On peut utiliser des unités légères dites unités de service ou plus couramment servicing unit ou pulling unit. Ce sont des appareils mobiles, légers, de mise en place rapide sur la tête de puits et principalement destinés à manipuler (remonter ou descendre) des tiges de pompage ou des tubings, et ce à des profondeurs n’excédant généralement pas 2000 ou 2500 m. A la limite ce peut être de simples grues. On utilise aussi des unités plus importantes, comparables dans une certaine mesure à des appareils de forage et appelées classiquement appareil de workover ; ils peuvent être de type léger, moyen ou lourd. L’unité d’intervention doit être choisie par rapport à l’opération à réaliser, et ce en fonction de ses capacités techniques (capacité de levage, possibilité de rotation, capacité de pompage, équipements de sécurité, équipements annexes, ...), de son coût journalier et des disponibilités locales. En pratique, malheureusement, le choix privilégie souvent d’abord les disponibilités locales, puis le coût journalier. Cela ne se révèle pas forcé ment le plus économique sur le coût global de l’opération (durée, résultat,...).\nQuelle que soit l’unité, elle doit être dotée d’un équipement approprié et spécialisé permettant de réaliser les interventions dans les meilleures conditions de sécurité et d’efficacité, et en particulier : - du matériel de sécurité : BOP, BPV, gray valve,... ; - de pompes haute pression, de bacs de stockage,... ; - du matériel de levage, vissage et instrumentation adapté aux tubings et aux tiges de forage de petit diamètre utilisé en reprise de puits ; - du matériel de travail au câble (y compris le matériel d’instrumentation correspon dant), voire du matériel de diagraphie électrique,...\nDéroulement général d’une intervention\nLes phases opératoires et leur chronologie varient, bien entendu, d’une intervention à une autre. Elles dépendent en particulier de l’équipement en place dans le puits et de son état, de ce qu’il y a à faire, de la manière dont l’intervention va se dérouler en pratique. Cependant on retrouve généralement les phases détaillées ci-après.\n5.4.2.1 Préparation du puits (avant l’arrivée de l’unité d’intervention) Cela concerne principalement : - le contrôle au travail au câble de l’état du puits (contrôle du tubing, top sédiment) ; et éventuellement : - le contrôle de l’intégrité du puits (tests en pression,...) ; - l’ouverture d’un dispositif de circulation en fond de puits.\n5.4.2.2 Mise en sécurité du puits (avant installation de l’unité d’intervention) En fait, cette mise en sécurité concerne aussi tous les puits voisins (en particulier dans le cas d’un cluster) qui risquent d’être heurtés lors de la phase de mise en place de l’unité d’intervention. Cette opération consiste à mettre en place des bouchons (plugs) dans le tubing pour installer l’unité d’intervention sur la tête de puits en toute sécurité. On dispose de trois moyens de base : - l’utilisation de bouchons mis en place par travail au câble et ancrés dans des sièges prévus dans le tubing (généralement en fond de puits et proche du packer) ; - la fermeture de la vanne de sécurité de subsurface, si elle existe ; - la pose d’un clapet anti-retour (BPV) dans l’olive de suspension du tubing. En général on utilise au moins deux de ces barrières de sécurité.\nIl faut aussi procéder à l’isolation et au démontage en surface des différentes lignes (collecte, ...) branchées sur la tête de puits et à la décompression des équipements voi sins qui risquent d’être endommagés.\n5.4.2.3 Mise en place de l’unité d’intervention Une fois le puits en sécurité, la mise en place de l’appareil et de tout son équipement (bassin, pompes, atelier, ...) peut s’effectuer tout en respectant les consignes et les dis tances fixées par la sécurité. Toutefois le remplacement de la tête d’éruption par le bloc obturateur de puits (BOP) n’est pas encore entrepris.\n5.4.2.4 Neutralisation du puits Un puits est considéré parfaitement neutralisé ou tué lorsque le fluide de reprise, de densité appropriée par rapport à la pression de gisement, remplit entièrement le puits (c’est-à-dire l’intérieur du tubing, l’espace annulaire tubing-cuvelage et l’espace sous packer). Le fluide de reprise est préparé en quantité suffisante (trois fois le volume total du puits). En fait ce fluide de reprise n’est rien d’autre qu’un fluide de complétion puisqu’on lui demande les mêmes qualités, en particulier : -\nassurer la sécurité du puits par sa pression hydrostatique ; remonter les débris si du reforage ou des fraisages sont envisagés ; ne pas endommager la formation ; ne pas « perdre » dans la formation.\nAprès avoir récupéré les sécurités (les bouchons) préalablement mises en place dans le tubing pour permettre l’amenée de l’appareil, ce fluide de reprise est mis en place dans le puits soit par circulation soit par esquiche (squeeze), enfin la stabilité du puits est observée. Les techniques proprement dites de neutralisation sont traitées au paragraphe 5.4.3. Dans certains cas, cette neutralisation est effectuée préalablement à l’amenée de l’appareil.\n5.4.2.5 Remplacement de l'arbre de Noël par les obturateurs Le fluide de reprise assurant la stabilité du puits, on peut se contenter en général d’une seule barrière mécanique (bouchon de fond de préférence et/ou SCSSV et/ou BPV). On peut alors démonter l’arbre de Noël au niveau de la tête de suspension du tubing (tubing-head spool) et la remplacer par les obturateurs (BOP) que l’on teste bien entendu. Cette opération doit être réalisée le plus rapidement possible. Il faut donc sensibiliser le personnel, avoir tout le matériel prêt, disposer de moyens de manutention et de levage adaptés, vérifier l’état des boulons de la tête de puits,...\nÉlémenls sous droits d'\n5.4.3.2 Neutralisation par esquiche On utilise cette technique : - quand on ne peut pas utiliser la méthode de circulation (tubing percé « près » de la surface, travail au câble impossible suite à un tubing écrasé ou suite à la présence d’un poisson, volume sous le sabot du tubing trop important,...); - ou quand l’injectivité est très bonne (cas qui se rencontre surtout sur des puits à gaz). Cette technique n’est utilisée qu’après un test d’injectivité pour vérifier que l’injecti vité est suffisante. En effet on retrouve l’inconvénient de la circulation directe (migra tion des hydrocarbures dans le fluide de neutralisation), inconvénient fortement amplifié par le fait que le débit possible en esquiche est souvent très nettement inférieur au débit possible en circulation. Si l’essai d’injectivité est insatisfaisant il faut : - soit modifier les conditions d’esquiche, par exemple : . réaliser l’esquiche à un débit moindre, sous réserve d’accroître le volume total à injecter (attention, du fait de la migration, il faut cependant garder un débit suffi sant), . dans le cas d’un puits à gaz, procéder à une succession d’esquiches puis de purges à pression de fond constante pour permettre au gaz de migrer jusqu’en surface sans fracturer la formation, . accepter de réaliser l’esquiche à un régime de fracturation, . faire précéder l’esquiche d’une circulation à la cote la plus basse possible (que l’on peut atteindre pour perforer,...) ; - soit réviser complètement le programme et faire appel à une technique telle que le coiled tubing ou le snubbing simplement pour neutraliser le puits ou pour effectuer l’ensemble de l’opération. Cela implique que l’essai d’injectivité soit réalisé nettement avant d’entreprendre la reprise du puits. En effet le choix du matériel à mettre en œuvre et la conception du pro gramme de reprise en dépendent tous deux. Comme dans le cas de la circulation, la neutralisation n’est pas complète en fin d’esquiche. Il reste les hydrocarbures piégés dans l’espace annulaire sous packer et l’ensemble du fluide d’annulaire.\n5.4.3.3 Observation du puits Après neutralisation, par circulation ou esquiche, il faut observer le puits et vérifier : - l’absence de pression en tête ; - la stabilité des niveaux ; - l’absence de bullage en surface. Le temps d’observation, quelle que soit sa durée, n’est pas une garantie absolue de la stabilité du puits. Il est fonction de la méthode utilisée pour neutraliser le puits, du\nUne cinquième solution peut être, en fonction de l’opération à réaliser, d’utiliser une unité de travail sous pression telle un coiled tubing ou un snubbing (nettoyage d’un fond de puits, ...)•\n5.4.4.2 Problème du redémarrage du puits Les techniques décrites pour la complétion initiale s’appliquent, si ce n’est que l’on ne dispose généralement pas d’un fluide de dégorgement suffisamment léger. Dans un certain nombre de cas, le problème de démarrage ne se pose pas car l’objet de l’intervention a été justement de mettre en place ou de réadapter un système d’activa tion. Dans les autres cas, il est très classique d’utiliser une unité de coiled tubing pour un démarrage à l’azote ou pour un gas lift temporaire.\n5.4.5 Outils d’instrumentation Pour réaliser certaines phases de déséquipement du puits ou lorqu’il s’agit d’une ins trumentation (suite à une intervention « malheureuse » qui s’est traduite par un poisson laissé dans le puits), des outils spéciaux dits outils d’instrumentation sont nécessaires. Ils sont extrêmement nombreux et variables, aussi nous nous limitons à en citer les principales familles (pour plus de détails, se référer à un ouvrage sur le forage ou sur les instrumentations en cours de forage). En fonction du problème qui se pose et des « informations » dont on dispose et après descente éventuelle d’une empreinte, on utilise en particulier (fig. 5.34 lre ou 2e partie) : - des outils de repêchage à prise externe tels que : . les cloches taraudées (die collars) (fig. 5.34a), les overshot (cloches de repê chage) (fig. 5.34b) s’il s’agit de « coiffer » un tubulaire, . ou encore les junk catcher (carottier de repêchage) s’il s’agit de récupérer de petits morceaux de ferraille ; - des outils de repêchage à prise interne tels que les releasing spears (harpon de repê chage) (fig. 5.34c) ou les tarauds (tapers taps) (fig. 5.34d) ; - des outils de battage tels que les coulisses mécaniques (bumper subs) (fig. 5.34e) ou hydrauliques (hydraulic jars) auxquelles on peut adjoindre des accélérateurs (jar accelerators ou intensifiers) ; - des outils de fraisage ou de surforage (milling tools) (fig. 5.34f) ; - des outils de dévissage et de coupe du tubing ou du cuvelage tels que les reversing tool (outil inverseur de rotation), les tarauds à gauche ou la technique du back off shooting (dévissage à l’explosif), les outils de coupe mécanique (section mill) (fig. 5.34g), hydraulique (jetting) ou à l’explosif... ; - des joints de sécurité (safety joints) (fig. 5.34h) permettant de déconnecter la garni ture d’intervention à ce niveau si le poisson reste coincé.\n5.5 CAS PARTICULIERS 5.5.1 Interventions sur les puits horizontaux A part la technique de travail au câble, les méthodes conventionnelles d’intervention sur puits vues précédemment sont utilisables sur les puits horizontaux. On se trouve toutefois confronté à des paramètres aggravants tels que l’effet de la force de gravité ou la longueur du drain. Cela peut nécessiter des adaptations (meilleur centrage,...) ou limiter les opérations envisageables. On est obligé d’utiliser d’autres techniques que le travail au câble pour effectuer les mesures dans le drain horizontal. En effet, le travail au câble ne convient pas à des drains horizontaux et, de plus, de grande longueur, bien qu’il puisse cependant être par fois utilisé jusqu’à des déviations de l’ordre de 65 à 70°, voire 80° avec des outils à rou lettes. Tout d’abord, au cours du forage, on dispose de la technique MWD (Measurements While Drilling : mesures en cours de forage). L’outil de mesure est incorporé à la garni ture de forage et la mesure est transmise en surface, au fur et à mesure de l’avancement de l’outil de forage, sous forme d’impulsions de pression transitant à travers le fluide de forage (ou au moyen d’un système électromagnétique). On dispose actuellement d’outils classiques (gamma ray, résistivité, neutron, ...) et un effort de recherche et développe ment se poursuit à ce niveau là. Une autre technique associe les tiges de forage à un câble électrique conventionnel. C’est le procédé Simphor (Système d’informations et de mesures en puits horizontaux) développé par Elf Aquitaine Production et l'Institut Français du Pétrole, ce procédé étant également développé sous d’autres appellations par des sociétés de services (fig. 5.35) : - des outils électriques conventionnels sont fixés en extrémité des tiges de forage au moyen d’une pièce permettant la connexion ultérieure du câble électrique ; - les tiges de forage sont descendues jusqu’au début de la zone où l’on veut effectuer les mesures ; - une fenêtre latérale (avec système d’étanchéité) à travers laquelle passera le câble électrique est alors vissée en tête des tiges ; - une « locomotive » munie de coupelles et solidaire du câble électrique permet d’entraîner celui-ci jusqu’au connecteur de fond en pompant dans les tiges ; - les mesures en descendant, puis en remontant, peuvent alors être faites en ajoutant puis en enlevant des tiges supplémentaires. Notons que ces deux techniques, MWD et Simphor, concernent uniquement les mesures réalisées dans le puits avant équipement de celui-ci.\nFig. 5.35 Procédé Simphor (Source : J. of Petroleum Technology, octobre 1988). La technique du Pump down stinger est, quant à elle, utilisable soit à travers les tiges de forage, soit à travers le tubing. Le tubulaire (tiges de forage ou tubing) étant en place et s’arrêtant avant la zone où l’on veut effectuer les mesures (fig. 5.36) : - les outils de mesure sont vissés à l’extrémité inférieure d’une extension constituée de tubes précâblés assurant une continuité mécanique et électrique, extension suffi samment longue pour prolonger le tubulaire jusqu’au delà de la zone où l’on veut effectuer les mesures ;\nFig. 5.36 Procédé Pump down stinger (Source : J. of Petroleum Technology, octobre 1988).\nÉléments sous droits\nChristian Ferdinand 782710\nElément i i drote tf auWw\nExpert Adn - Fond Intrebari\nMore Documents from "farouk"