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ALGERIAN PETROLEUM INSTITUTE IAP spa
UFR Drilling, Production & Reservoir Engineering
Complétion
Applications & Méthodes Juin 2007
Sommaire Chapitre 1: Introduction à la complétion…………............................3 1.1.
Conception d'une complétion
1.2.
Approche globale de la capacité de débit d'un puits
1.3.
Principales configurations d'une complétion
1.4.
Principales phases d'une complétion
Chapitre 2: Descente d'une complétion .……………………………………… 21 2.1. Préparation de la descente d'une complétion 2.2. Recommandations générales lors des opérations de complétion
Chapitre 1
Introduction à la complétion
1. Conception d'une complétion 1.1 Paramètres lies à l'objectif du puits 1.2 paramètres lies à "l'environnement" 1.3 paramètres lies au forage 1.4 paramètres lies au gisement 1.5 paramètres lies à l'exploitation 1.6 paramètres lies aux techniques de complétion 1.7 synthèse : conception d'une complétion
2. Approche globale de la capacité de débit d'un puits 2.1 Équation de base 2.1.1
Cas d'un liquide
2.1.2
cas d'un gaz
2.1.3
remarque
2.2 analyse des différents termes et considérations qui en découlent 2.2.1 Diminuer la contre-pression pf 2.2.1.1 Cas des puits à huile 2.2.1.2 Cas des puits à gaz 2.2.2 Limiter le déclin de PG 2.2.3 Augmenter IP ou C 2.3 Synthèse
3. principales configurations d'une complétion 3.1 Impératifs de base 3.2 Principales configurations de la liaison couche-trou 3.2.1 Complétions en trou ouvert 3.2.2 Complétions en trou cuvelé 3.3 Principales configurations de la ou des colonnes de production 3.3.1 Complétions conventionnelles 3.3.1.1 Complétions simples
3.3.1.2 Complétions multiples 3 3.1.3 Complétions sélectives 3.3.2 Complétions sans tubing ou "tubing less" 3.3.2.1 Complétions "tubing less" simples 3.3.2.2 Complétions "tubing less" multiples 3.3.3 Complétions miniaturisées
4. Principales phases d'une complétion 4.1 Contrôle et conditionnement du trou 4.2 Restauration éventuelle de la cimentation 4.3 Rétablissement de la liaison couche-trou 4.4 Essai des puits 4.5 Traitement de la couche 4.6 Équipement du puits 4.7 mise en service du puits et évaluation de ses performances 4.8 Déménagement de l'appareil 4.9 Interventions ultérieures : mesures, entretien, reprise, abandon
Introduction a la complétion Le mot complétion de par son origine (de l'anglais "to complete") signifie achèvement 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'exploitation de celui-ci. Et doit satisfaire les conditions suivantes:
US$ x1000
500 400 300 200 100
M o b /D C e a m si o D ng b ril lin D gR ril ig lin g C Fl o u m id p Lo s le g t i g o n in D g Tu ire & b c u tio Pe Bi la ts n rf rs a o & & lS ra C C Eq tin e e o rv g u m rin ic ip e g Su e m n s p tin e e n g rv t Si i si te o n P R re e p n a t r Pe al at E rs q ion o u O nn ip th e m e lL e o nt C r g a is m tic p s
1. Sécurité: Comprend la sécurité du personnel, du puits, et de l'environnement 2. Efficacité: Elle doit atteindre les objectives de production prédéfinis 3. Economie: Le coût de la complétion doit être justifiée par ses revenues générées
Operational Phase/Cost Category
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).. Quelle que soit l'entité chargée de réaliser la complétion et le reconditionnement 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. 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.
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 - paramètres liés à l'objectif du puits - paramètres liés à l'environnement - paramètres liés au forage - paramètres liés au gisement - paramètres liés à l'exploitation - paramètres liés aux techniques de complétion 1 .1 Paramètres lies à l'objectif du puits L'objectif d'un puits peut varier selon le puits concerné. On distingue principalement 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 gisement, donc de pouvoir effectuer des mesures. 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. Les puits de développement Pour ces puits, l'objectif principal n'est plus d’effectué 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 réalisée, • Et éventuellement, pour obtenir des renseignements complémentaires sur le gisement. On peut distinguer différents types de puits de développement Les puits de production: Ce sont les plus nombreux. Il s'agit alors d'optimiser le rapport productivité/'prix. Les puits d'injection: 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. Les puits d'observation: Ils sont généralement peu nombreux, voire inexistants. Ils sont complétés pour suivre l'évolution de paramètre du gisement (interface entre fluide, pression..). Parfois 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. 1 .2 Paramètres lies 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 sous-marine) vont introduire des contraintes, principalement en ce qui concerne: - les possibilités d'approvisionnement, - la place disponible, - les utilités disponibles, - les règles de sécurité à appliquer, - les opérations réalisables ou non. Il faut aussi tenir compte des conditions météorologiques et, le cas échéant, océanographiques. 1 .3 paramètres lies au forage Parmi les paramètres liés au forage, citons en particulier : • l'appareil de forage utilisé, dans la mesure où la complétion est généralement réalisée avec celui-ci; • Le profil du puits, qui peut entraîner des limitations, voire des impossibilités, en ce qui concerne le choix d'équipements ou de techniques d'intervention dans le puits ; • le programme de forage et de cuvelage (Fig. 1), qui conditionne le diamètre effectivement utilisable une fois terminé l'ensemble des phases de forage et de cuvelage (au lieu du terme "cuvelage", on utilise aussi le terme "tubage" ou le terme américain "casing") ; il doit être optimisé 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";
• La traversée proprement dite du ou des réservoirs avec, en particulier, les problèmes de sécurité du puits et de risque d'endommagement du réservoir que cela pose (importance des caractéristiques du fluide de forage ; • La cimentation du cuvelage de production, et plus particulièrement l'étanchéité de la gaine de ciment. fig. 1 : diamètres disponibles en fonction du programme de forage et de cuvelage 26" 20"
Cuvelage de surface 20 m
17" 1/2 13" 3/8
Cuvelage Technique 1 250 m
12" 1/4 9" 5/8
Cuvelage Technique 2 Gaine de ciment
2500 m 8" 1/2 7"
Cuvelage de production (Casing de production)
Liner Hanger 3300 m 6" 4" 1/2
Cuvelage perdu (Liner)
1 .4 Paramètres lies au gisement
Les paramètres liés au gisement sont de première importance en ce qui concerne la conception d'une complétion. Il faut tenir compte en particulier • de la pression du gisement et son évolution dans le temps en fonction de la production cumulée et des mécanismes de drainage mis en jeu, la pression de gisement étant un paramètre clef en ce qui concerne l'éruptivité; • Des interfaces entre fluides et de leur évolution, ainsi que du phénomène de coning (Fig. 2); • du nombre de niveaux à exploiter par un même puits; • Des caractéristiques des roches et de la nature des fluides qui influent directement sur la capacité de débit du puits, les types de traitement de couche à envisager et les problèmes d'exploitation à considérer ; • Du profil de production et du nombre de puits nécessaires, découlant, en bonne partie, de la taille du gisement et des points évoqués précédemment. fig. 2 : phénomène de coning
1 .5 paramètres lies à l'exploitation Ces paramètres sont particulièrement importants en ce qui concerne le choix de l'équipement du puits. Il faut plus spécialement tenir compte • des implications liées aux règles de sécurité; • De la possibilité d'exploiter le puits de manière éruptive ou, au contraire, de la nécessité de recourir à un moyen d'activation;
• Des conditions d'exploitation liées par exemple à la place ou aux utilités disponibles, aux conditions d'environnement ou encore aux opérations probables de mesure, d'entretien ou de reprise du puits. 1 .6 Paramètres lies aux techniques de complétion En fonction des paramètres évoqués précédemment, un certain nombre de choix: sont à faire en ce qui concerne la complétion, en particulier • • • • • • •
la 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.
Mais, d'une part ces choix sont interdépendants et d'autre part un choix fait en fonction 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. 1 .7 Synthèse : conception d'une complétion Les grands objectifs du puits sont généralement fixés par le management et le département gisement. Pour les puits d'exploration et d'appréciation, cela concerne principalement le ou les niveaux à tester, la nature et la durée de 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 ce 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 oeuvre d'un procédé d'activation, • Optimiser la durée de vie des équipements, • Avoir la possibilité d'adapter les équipements du puits afin d'envisager éventuellement des modifications ultérieures,
• 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 complétion sont très nombreuses. Par ailleurs, la conception de la complétion reposant sur la collecte de ces données, il faut s'assurer avec soin qu'aucun point important n'a été oublié. En effet, des données incomplètes ou fausses risquent 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.
2. Approche globale de la capacité de débit d'un puits La capacité de débit d'un puits est un paramètre crucial par ses implications économiques. 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. 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 (PG), et la contre-pression exercée en fond de puits (PF). • De paramètres prenant en compte la nature du réservoir et des fluides en place. 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 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. 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) Q std = C (PG2 - PF2) n avec 0,5 < n < 1 Dans cette formule Qstd est un débit volumique dans des conditions dites standard et C est principalement fonction, comme l'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 considéré de type permanent et radial circulaire, on peut établir l'équation suivante, dite relation quadratique PG2 - PF2 = A Q std + B Q2std 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 B Q2std est d'autant moins négligeable que la vitesse d'écoulement est élevée . 2.1 .3 Remarque Les formules correspondant au cas des écoulements transitoires ou au cas des écoulements poly phasiques 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. 2.2 analyse des différents termes 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. 3). La pression de fond, en remontant de l'aval vers l'amont, est donc la somme des termes suivants P sep = Pression nécessaire à l'entrée du centre de traitement en surface ∆P rc = Pertes de charge dans le réseau de collecte PH rc = Variation de pression hydrostatique entre le centre de traitement et la tête de puits ∆P duse = Pertes de charge à la duse en tête de puits (duse qui permet de régler le débit du puits) ∆P tbg = Pertes de charge dans le tubing entre le fond du puits et la surface PH tbg = Variation de pression hydrostatique entre la tête de puits et le fond du puits
fig. 3 : circuit du fluide depuis le gisement jusqu'au centre de traitement
Tant que l'on duse 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 réglementation, de liaison couche-trou, de capacité de traitement ou d'expédition en surface, . . . Considérons par contre le cas où le débit du puits reste inférieur à ce que l'on souhaiterait 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. 2.2.1 Diminuer la contre-pression PF Voyons dans quelle mesure il est possible de minimiser les différents termes, autre que dP duse, intervenant dans PF. 2.2.1.1 cas des puits à huile P sep : La 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.
La pression de séparation influe aussi sur le rendement thermodynamique de la séparation, c'est-à-dire sur la quantité de liquide récupérée in finé dans le bac de stockage après une séparation multi étagée (Fig. 4) 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 optimum se situe généralement entre 5 et 25 bar, du moins pour les effluents qui ne contiennent 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 excessive). 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 l'IP est bon), fait généralement bien plus que compenser cela. fig. 4 : separation multi-etagee
- ∆P rc : En général les installations sont conçues dès le départ pour minimiser ce terme là. Il est courant que sa valeur soit inférieure à 5 bars. 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 conséquence. - PH rc : 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. - ∆P tbg :
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 disposer de suffisamment de place pour le tubing afin de limiter ce terme à un niveau relativement faible (de l'ordre de 5 à 10 bar). Pour les puits où des débits plus importants sont envisagés ou dans le cas de configurations particulières (complétions multiples, . . .), il est nécessaire de trouver un compromis entre l'effet négatif des pertes de charge sur la capacité de débit du puits et le surcoût en forage pour disposer d'un diamètre de puits plus grand. - PH tbg : C'est le terme qui contribue le plus à la pression de fond. Par exemple, pour un puits à 2 000 m de profondeur verticale, il sera généralement compris entre 140 et 200 bars. 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 alors d'autres termes (en particulier Psep, dP col et dP tbg) et d'autre part la différence nécessaire entre PG et PF est fixée par ce débit souhaité. Si c'est le cas, il faut là encore mettre en oeuvre un procédé d'activation, le procédé d'activation permettant d'augmenter le débit. Aussi, plutôt que de faire une distinction entre les puits éruptifs (PG > PH tbg) et les puits non éruptifs (PG < PH tbg), 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 souhaité). La pression hydrostatique PH tbg 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 PH tbg. 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 production du puits exploité en production et par l'annulaire de celui-ci) du gaz pour diminuer la
masse volumique moyenne de l'effluent produit ce qui, en conséquence, fait diminuer la pression hydrostatique. 2.2.1.2 Cas des puits à gaz - PH tbg et PH rc : 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 profondeur la pression hydrostatique sera généralement inférieure à 50 bars, 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. - ∆P tbg et ∆P rc : Toujours 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). - P sep : La 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 bars 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.
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 cela plus ou moins rapidement selon les mécanismes 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 totalité) 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 (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. 2.2.3 Augmenter IP ou C Une autre manière d'augmenter le débit d'un puits consiste, pour une même différence de pression (PG - PF) sur la couche, à essayer d'augmenter l'indice de productivité. Cet indice de productivité peut-être insuffisant soit parce qu'il est naturellement "mauvais", soit parce qu'il a été endommagé lors du forage de la couche ou lors de la complétion du puits. Les méthodes à mettre en oeuvre 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 particulier 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'intègrent à ce que l'on appelle la production (ou récupération, 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). 2.3 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 pression, activation, stimulation, programme de forage et cuvelage, process de surface. Le choix d'une ou des actions à mettre en oeuvre ne doit donc se faire que globalement au niveau du développement du champs en évaluant les coûts et les retombées économiques.
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 passepartout 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 attention, la solution initialement la moins chère n'est pas forcément, à la longue, la plus économique, si elle risque d'entraîner des travaux d'entretien coûteux. Par contre, il ne faut pas tomber dans le travers opposé. Pour 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 profits 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 où 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 considéré? 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. 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 problèmes suivants : • • • • •
Assurer, 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. 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)
Rock cap Reservoir
Complétion open hole (gravel pack)
Complétion en trou cuvelé (liner ou casing)
Seuls les critères généraux de choix entre la complétion en trou ouvert et la complétion 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. 3.2.1 Complétions en trou ouvert (Fig. : 5) 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.
Une variante consiste à venir placer au droit de la couche un "liner" (ou 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. 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 à 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 contraste 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). fig. 5 : complétion en trou ouvert
3.2.2 Complétions en trou cuvelé (Fig. 6) 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 pénétrer 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. Du fait que l'on est capable de placer les perforations de manière très précise par rapport 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 certaine 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 couche-trou généralement utilisée. fig. 6 : complétion en trou cuvelé
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 "tubing less" ou "sans tubing") d'une colonne de production (tubing). 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 entièrement contenue dans un cuvelage (casing) et d'être non cimentée donc d'être facilement remplaçable. 3.3.1 .1 Complétions simples (Fig.7) 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 production 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. fig. 7 : complétion conventionnelle simple
Les 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 line" 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 particulier 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 minimum 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 pratique est tombée en désuétude de nos jours. 3.3.1 .2 Complétions multiples (Fig.8)
Il s'agit de l'exploitation dans un même puits de plusieurs niveaux, séparément et simultanément, donc par des conduits différents. Les complétions doubles sont les plus courantes. Mais on peut avoir trois, quatre niveaux, voire plus, exploités séparément. Toutefois cela complique beaucoup les équipements à mettre en place et surtout les opérations éventuelles de reprise du puits. De nombreux cas de figure existent. Considérons simplement : La 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.
fig. 8 : complétion conventionnelle multiple
Fondamentalement, 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. Toutefois, 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 multiple, 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.
3 3.1.3 Complétions sélectives (Fig. 9) Il 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 exploite se fait par la technique du travail au câble. Outre des packers, cette technique nécessite des équipements de fond supplémentaires tels que : • Un "dispositif de circulation" permettant d'ouvrir et de refermer une "fenêtre" dans la colonne de production. • 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.
fig. 9 : complétion conventionnelle sélective
Complétion sélective pour 4 différentes zones de production Ce type de complétion est surtout adapté au cas où un des deux niveaux est un objectif secondaire (déplétion très rapide, simple observation de temps à autre, .. .) qui ne justifie pas à lui seul un puits. 3.3.2 Complétions sans tubing ou "tubing less" Une complétion "tubing less" 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. 3.3.2.1 Complétions "tubing less" simples (Fig. 10-a) La production se fait directement à travers un cuvelage, généralement de gros diamètre. Ces complétions permettent l'exploitation avec un investissement initial le plus faible possible de puits gros producteurs produisant des fluides sans problème et ce en minimisant les pertes de charge. Ce type de complétion se trouve plus spécialement au Moyen Orient. 3.3.2.2 Complétions "tubing less" multiples (Fig. 10-b) 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 Etats-Unis fig. 10 : Complétion "tubingless"
3.3.3 Complétions miniaturisées Il s'agit en particulier de complétions "tubing less" multiples équipées avec des macaronis 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 principalement les Etats-Unis. On peut citer aussi le cas où l'on viendrait équiper avec un tubing des puits réalisés par microforage, (tels ceux réalisés par la société MICRODRILL sur un champ du Bassin Parisien bien que ceux-ci soient exploités en complétion "tubing less" à travers un cuvelage de production d'environ 50 mm de diamètre à près de 1 500 m de profondeur et pour un diamètre de forage au départ d'environ 153 mm).
4. Principales phases d'une complétion En fonction du contexte dans lequel on se trouve, la complétion d'un puits peut comporter 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. 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 homogénéiser la boue. Eventuellement la boue qui a été utilisée pour le forage de la couche pourra être remplacée par un fluide de complétion mieux adapté aux opérations ultérieures. Dans le cas d'un trou cuvelé, les opérations à entreprendre sont plus nombreuses : Descente d'une garniture de forage équipée d'un trépan et d'un scrapper. 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 du top-ciment (anneau de cimentation) dans le cuvelage (et reforage éventuel); Grattage à l'aide du "scrapper" descendu aux tiges 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; 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 C.C.L. (casing collar locator). Le gamma ray permet une corrélation avec les diagraphies réalisées en trou ouvert (dont un gamma ray en général) et le C.C.L. enregistre les joints de cuvelage. Ainsi, par la suite, le calage, par rapport aux niveaux ou aux interfaces du réservoir, des outils utilisés au cours des opérations de complétion pourra se faire simplement par rapport aux joints de cuvelage. 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 prévues 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. 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. Sauf cas exceptionnel, cela est réalisé, avant ou après équipement du puits, par perforation 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 équipement, 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. 4.4 Essai des puits Tout puits doit faire l'objet d'un test, éventuellement de courte durée, pour connaître au moins son index de productivité (ou d'injectivité) et son endommagement éventuel. Dans le cas d'un gisement en développement où de nombreux puits ont déjà été réalisés, une simple évaluation en fin de complétion peut parfois suffire. Par contre, sur les premiers puits de développement, sans parler des puits d'appréciation 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. 4.5 Traitement de la couche Il s'agit principalement des opérations de contrôle des sables et des opérations de stimulation. En ce qui concerne ces opérations de stimulation, un essai de puits préalable peut être nécessaire pour décider de son bien fondé. Selon les cas, ces traitements sont réalisés avant ou après équipement du puits et peuvent nécessiter un équipement provisoire. 4.6 Équipement du puits Il s'agit de la mise en place de l'équipement définitif du puits et du test de ces équipements une fois en place. A l'équipement classique de base (packer, divers fond, tubing, tête de puits), peuvent s'ajouter des équipements spécifiques relatifs à la sécurité ou à l'activation du puits.
Comme nous l'avons vu, il peut avoir lieu après ou avant perforation du puits. 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 suffisamment 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 différents 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. 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.
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 garder en bon état. Elle peut aussi faire l'objet d'une reprise pour la réparer ou pour modifier 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 pouvant figurer dans une banque de donnée informatisée.
Descente d'une complétion Préparation et recommandations générales 1 Préparation de la descente d'une complétion 1.1 Introduction 1) Conception de la complétion 2) Rôle du compléteur 1.2 Préparation de l'opération 1) Programme de complétion 2) Commande du matériel 3) Réception du matériel 4) Vérification de l'appareil 5) Préparation de l'équipement 6) Transport sur chantier 2. Recommandations générales lors des opérations de complétion 2.1 Sécurité pendant les opérations de complétion 2.2 Grandes phases de la descente d'une complétion 2.3 Vérification de l'appareil 2.4 Montage et test de la tubing head 2.5 contrôle du trou 2.6 mise en place du fluide de complétion 2.7 Perforation 2.8 mise en oeuvre des packers 2.9 mise en oeuvre du tubing 2.10 pose de pose de l'olive 2.11 mise en place de l'arbre de noël 2.12 mise en place des fluides d'annulaire et de dégorgement 2.13 mise en oeuvre des scssv 2.14 Dégorgement du puits 2.15 Déménagement de l'appareil de forage 2.16 Rapport de complétion
1. Préparation de la descente d'une complétion 1.1 : Introduction 1) Conception de la complétion a) Démarche Conception de la Complétion
Données: . Environnement . Géologie . Gisement . Forage . Exploitation
Contraintes techniques liées à la complétion
b) Points à définir • Configuration générale liaison couche-trou colonne(s) Et éventuellement traitements spéciaux méthode d'activation • Procédure générale • Sélection des fluides • Sélection des équipements • Moyens spécifiques nécessaires : Matériel société de service • Coût prévisionnel 2) Rôle du compléteur • Établir le programme détaillé d'opération • Faire approvisionner le matériel • Inspecter le matériel en usine
• Le réceptionner à la livraison • Vérifier la disponibilité de tout le matériel • Contacter les sociétés de service • Superviser les opérations de complétion • Effectuer les contrôles nécessaires • Établir le rapport de complétion
1.2 Préparation de l'opération 1) Programme de complétion Il définit : . La procédure complète détaillée . Les équipements à mettre en oeuvre et leur cote . Les outillages nécessaires . Les services et équipements à contracter . La composition des fluides . Les consignes de sécurité particulières . Les tests et contrôles à effectuer . Le planning prévisionnel . Le coût estimé Il comporte aussi : . Les données "gisements, forage, . . ." nécessaires 2) Commande du matériel Elle doit préciser . Les normes de référence (spec et RP de l'API, NACE, ISO) . Les conditions d'utilisation (P, T, fluides, . . .) . Les matériaux . Les caractéristiques nominales : diamètre, masse, nuance, . . . . Les connexions (+ graisse et protecteur) . Les caractéristiques particulières : surcalibrage, pièces de rechange, . . .
. L'assurance qualité et les tests de réception en usine . La date de livraison (Attention aux délais de transport) Vérifier : . La conformité par rapport aux spécifications du service complétion . Les délais de livraison par rapport au planning des opérations Ne pas oublier lors de l'appel d'offre . Les outils de pose, de retrait, d'instrumentation . Les services associés requis (préparation en atelier, service sur site, maintenance, . . .) 3) Réception du matériel
En usine . Contrôle qualité (matériaux de fabrication) . Tests de fonctionnement (spécifier l'huile hydraulique pour les SCSSV, . .) . Tests en pression Sur base . Inventaire du matériel . Contrôle du marquage . Vérification des documents . Examen visuel . Tests, éventuellement . Mise à jour de l'état des stocks 4) Vérification de l'appareil avoir une bonne connaissance des contrats : • Pour vérifier la disponibilité et la qualité des équipements et des services prévus dans le contrat de base • Pour connaître les équipements et les services supplémentaires à contracter
• Pour contrôler la facturation des opérations points à vérifier • Capacité de l'appareil : levage, rotation, pompes, bassins, stockage • État bassins, lignes, manifold • BOP :
adaptateur correspondant à la tête de tubing (THS)
Diamètre int. de l'ensemble "adaptateur - tube fontaine supérieur au diamètre de l'olive)
composition, garnitures disponibles
• Sécurité tubulaire :
gray valve, . . . + réductions
• Matériel de levage du tubing :
têtes de levage, élévateurs, cales ou spider
• Matériel de vissage du tubing • Matériel de fishing pour l'équipement de complétion 5) Préparation de l'équipement a) d'une manière générale • préparation et contrôle du matériel de complétion • Vérification de la conformité des éléments avec les spécifications techniques retenues • Inspection et mesurage de l'ensemble du matériel tubulaire • Contrôle des caractéristiques géométriques et mécaniques, et essais éventuels d'étanchéité et de fonctionnement de tous les autres équipements • Préparation et contrôle des équipements de travail au câble b) Tubing • contrôle à la réception
• stockage . Rack surélevé . Nappes isolées (au moins 3 madriers/longueur) . Légèrement incliné . Si protecteur étanche : sachets déshydratants . Filetages graissés, protecteurs bloqués (vérification périodique) . Revêtement anti-corrosion fin • préparation pour expédition sur chantier . Si tubing neuf - Examen visuel du corps - Nettoyage et contrôle des filetages - Revissage et blocage des protecteurs - Nettoyage intérieur du tubing - Calibrage avec un mandrin : L = 1066,8 mm (42") D = D int - 2,38 mm (3/32") si D- 88,9 mm (3" 1/2) . En plus, si tubing usagé - contrôle magnétique et ultrasonique - inspection soignée des filetages & des portées d'étanchéité • marquage des tubings usagés : . Classe 2 : bande jaune Épaisseur > 85 % épaisseur nominale . Classe 3 : bande bleue Épaisseur > 70 % épaisseur nominale . Classe 4 : bande verte Épaisseur > 50 % épaisseur nominale . Classe 5 : bande rouge Épaisseur < 50 % épaisseur nominale ou filetage hors service Seuls les tubings de la classe 2 sont réutilisables sans accord spécial • Expédition sur chantier
. Protecteurs en place . Éviter les chocs . Tous les manchons du même côté . Chargement isolé du plancher, en nappes bien arrimées . Accompagné d'un état technique - nombre, caractéristiques, longueurs . Prévoir un excédent • Réception et préparation sur chantier . Déchargement et stockage : voir précautions ci-avant . Stockage par catégorie . Filetages femelles du côté du puits . Contrôle visuel (déformation, corps étranger à l'intérieur) . Mesurage et marquage des tubes (longueur, numéro) . Garder de côté des tubings de longueur différente pour l'ajustage . Nettoyage et contrôle des filetages . Protecteurs mâles remis en place (sans bloquer) Attention : . Travail long, main d'oeuvre nécessaire . Inspection et mesurage faits par le contrôleur complétion . Tubes douteux à réexpédier pour inspection c) Equipement de fond et tête de puits - à faire en atelier, si possible . Calibrage et relevé des cotes principales (ID, OD,. . .) . Contrôle visuel des filetages, des garnitures et des portées d'étanchéité . Vérification, nature & nombre des vis ou anneaux de cisaillement (packer hydraulique) . Vérification des équipements wire-line avec les outils correspondants : siège, SSD, . . . . Préassemblage des équipements spéciaux (surtout si filetage inox)
. Test en pression des équipements avec étanchéité (SSD, mandrin à poche latérale, joint coulissant, tête de puits) . Pièces de rechange : garniture, joints, packer hydraulique, joints tores. d) Outillage et produit • Outillage du maître d'oeuvre ou du Contracteur de forage . Outil, porte outil, scrapper, réductions, . . . . Wear bushing, outil de pose . Outil de test des BOP . Garnitures de BOP (O tubing) . Dispositifs de fermeture sur tubing + réduction adaptée . Matériel de manutention du tubing et des accessoires : - cales, colliers de sécurité, élévateurs, tête de levage, stabbing guide, . . . . Bouchons wire-line, séparation sleeve (+ rechange) . Matériel pour la ligne de contrôle : coupe tube, raccord, colliers et outil correspondants . . . . Pompe hydraulique de test . BPV, TWCV, outil de pose et de repêchage . Clés à frapper, masse en bronze . Pompes à graisse, à packing . Joints tores (+ rechange) . Commande manuelle pour l'opérateur sur l'arbre de Noël . Montage pour pompage (contre bride + raccord union . . .) . Porte duse, jeux de duses, clé . Équipement de dégorgement • Équipements ou services spéciaux (contractés séparément) . Matériel de diagraphies électriques . Matériel wire-line (y compris matériel de repêchage) . Matériel de vissage et de test tubing . Matériel d'instrumentation adapté aux équipements de complétion . Pompe haute pression
• Produits . Produits de base + additifs pour - fluide de complétion - fluide de packer - traitement particulier (si prévu) . Colmatants temporaires . Graisse pour tubing (coefficient) . Huile hydraulique pour vanne de sécurité . Graisses spéciales pour la tête de production (packing, . . .) 6) Transport sur chantier . Containers ou paniers rigides pour le petit matériel . Racks pour les équipements longs . Protection de tous les filetages . Protection des surfaces d'étanchéité (graisse, papiers gras) . Suffisamment à l'avance pour - dernier inventaire - vérification complète sur site - éviter les transports en urgence . Matériel des autres contracteurs installés en temps voulu (s'assurer de l'assistance du contracteur de forage)
2. Recommandations générales lors des opérations de complétion 2.1) Sécurité pendant les opérations de complétion 1) Phases délicates vis à vis de la sécurité . Perforation . Pompage - haute pression - de produits toxiques . Remplacement des BOP par l'arbre de Noël (ou l'inverse) . Démarrage du puits . Mise du puits sous fluide de contrôle . "Désancrage" du packer 2) Règles de sécurité à appliquer • les règles générales . Sécurité de l'appareil et de l'installation . Sécurité du personnel . Sécurité en mer . H2S et produits toxiques • Règle de base : au moins deux barrières . Une barrière = côté tubing et côté annulaire . Si possible de nature différente . Test des barrières mécaniques (si possible)
+ Règles spécifiques aux opérations particulières : . Perforation, essai de puits, travail au câble, . . .
3) Barrières de sécurité lors des différentes phases a) Pendant la descente de l'équipement (ou sa remontée) - du côté annulaire . Fluide de complétion
- du côté tubing . Fluide de complétion
. BOP
. Vanne (de type gray valve, . . .) prête à être vissée sur le tubing (présente sur le plancher, en position ouverte, connexion adéquate, clé de manoeuvre, . . .)
Par ailleurs (si la liaison couche-trou est établie : "trou ouvert" ou "trou cuvelé et perforations déjà réalisées') . Surveillance permanente du niveau dans le bac de contrôle . Limitation de la vitesse de manoeuvre b) Lors du remplacement du BOP par l'arbre de noël - du côté annulaire
- du côté tubing
. Fluide de complétion
. Fluide de complétion
. Tubing hanger
. BPV (Back Pressure Valve)
. Packer
Et/ou
. SCSSV
Et/ou
. Plug
c) En production (puits susceptibles de débit par eux-mêmes) - du côté annulaire . (Fluide d'annulaire en fonction de sa densité)
- du côté tubing . Arbre de Noël avec vanne maîtresse supérieure (ou vanne latérale) pilotée
. Tubing hanger
. SCSSV (ou SSCSV)
. Si puits en gas lift : Vanne de sécurité annulaire . Packer d) En opérations sur puits & production simultanées • puits en opérations
. Voir les règles "complétion" • puits en exploitation . Les mêmes barrières de sécurité activées qu'en production . Sécurité activée : - par pilotes HP, BP tête de puits - par défaut général process - manuellement . Si équipement de sécurité défaillant -~ règles spéciales (selon la nature de la défaillance et le type d'opération) - fermeture au niveau de la tête de puits - bouchon - puits "tué" e) pour l'abandon du puits • règles particulières selon . Abandon temporaire ou définitif . Architecture et "contexte" du puits . Réglementations locales • au moins deux barrières de sécurité indépendantes 4) notions de barrières "positives" & de barrières "conditionnelles" • barrières "positives" (1) Puits non éruptifs (2) Cuvelage cimenté et non perforé (3) Cuvelage avec perforations cimentées par esquiche (si testé par pression différentielle négative) (4) Bouchon de ciment au-dessus du top des perforations (si testé . . .) (5) Bridge plug au-dessus du top des perforations (si testé. . .) (6) Boue de forage (fluide chargé en solide) de densité suffisante pour tenir la pression de gisement (7) Fermeture totale + cisaillante testée récemment et, quand il n'y a pas de garniture dans le puits (8) Fermeture totale testée récemment
(9) Obturateur annulaire et, si l'annulaire cuvelage-colonne de production est isolé de la pression de fond (par un packer, du ciment, . . .) ou s'il y a un tubing hanger en place dans le tubing head spool (10) Vanne maîtresse (sans rien à travers) (11) Vanne de sas + vanne latérale ou duse réglable (le tout sans rien à travers) et, pendant une opération wire-line (12) Un sas wire-line équipé d'un BOP wire-line (si testé) et associé à une vanne latérale (s'il y a une croix entre le tubing et le sas) • Barrières "conditionnelles" (1) Cuvelage avec perforations cimentées par esquiche (si non testé en dépression) (2) Bridge plug au-dessus du top des perforations (si non testé . . .) (3) Fluide sans solide de densité suffisante Et, quand la garniture est dans le puits : (4) Fermeture sur tige testée récemment, associée à un équipement de fermeture en tête du matériel tubulaire (5) Obturateur annulaire testé récemment associé à un équipement de fermeture en tête du matériel tubulaire (6) Vanne d'intervention et packer prêt à être ancré (ou ancré mais non testé) Et, si l'annulaire cuvelage-colonne de production est isolé de la pression de fond (par un packer, du ciment, . . .) ou s'il y a un tubing hanger en place dans le tubing head spool : (7) Bouchon dans le tubing (8) Vanne de sécurité de subsurface testée récemment (9) Back pressure valve dans l'olive Et pendant une opération wire-line ou en production par pompage aux tiges : (10) Presse-étoupe pouvant supporter la pression possible en surface • Nombre requis de barrières . Au moins l'une des conditions suivantes doit être remplie - deux barrières positives - une barrière positive et une barrière conditionnelle - trois barrières conditionnelles Note : les barrières ne doivent pas être toutes du type barrière positive 7, 8 ou 9 et du type barrière conditionnelle 4 ou 5
. Une (ou des) barrière(s) complémentaire(s) doivent être ajoutées si - l'effluent contient de l'H2S à une concentration toxique - en environnement arctique ou quand l'environnement est un facteur essentiel
2.2) Grandes phases de la descente d'une complétion 1) Cas d'un équipement comprenant un packer hydraulique Descendu directement avec le tubing, un dispositif de circulation et une vanne de sécurité de subsurface (de type WLR) a) Grandes phases opératoires . Assemblage et descente du tubing (et de ses accessoires) . Suspension du tubing en tête de puits . Test du tubing au-dessus du packer . Ancrage du packer et test global du tubing . Remplacement du BOP par l'arbre de Noël . Changement des fluides dans le puits . Mise en place de la vanne de sécurité de subsurface (de type WLR) . Dégorgement et évaluation du puits Nota : Adaptation et test du BOP réalisés préalablement b) Effets de l'ancrage hydraulique du packer Rappel : . Avant ancrage du packer, effectuer un test partiel du tubing : partie du tubing situé entre la surface et un siège situé juste au dessus du packer Allongement : . Effet piston MOINS effet ballooning effet résultant = 0,4 effet piston Conséquences : . Tension au niveau de la connexion tubing-packer si packer ancré olive posée . Effet pouvant être utilisé pour libérer un "joint coulissant" équipé de vis de cisaillement . Slack-off plus important à prévoir . Effet pouvant être utilisé pour libérer un "joint coulissant" équipé de vis de cisaillement 2) Cas d'un équipement comprenant un packer permanent posé préalablement
A la descente du tubing, un dispositif de circulation et une vanne de sécurité de subsurface de type WLR a) Grandes phases opératoires . Descente et ancrage du packer au câble . Assemblage et descente du tubing (et de ses accessoires) . Ajustage, test et suspension du tubing . Remplacement du BOP par l'arbre de Noël . Changement des fluides dans le puits . Mise en place de la vanne de sécurité de subsurface (de type WLR) . Dégorgement et évaluation du puits
Nota : Adaptation et test du BOP réalisés préalablement b) Calcul de l'ajustage du tubing . Amener le tubing à la valeur de compression (ou de tension) prévue par le programme . À cette valeur faire un repère "A" sur le tubing au niveau de la table de rotation . Mesurer l'excédent de tubing par rapport au point de vissage prévu dans l'olive
L'excédent est constitué de : a = distance entre le haut du manchon pris dans l'élévateur et le repère A b = distance entre le repère A et les vis pointeaux de la bride supérieure de tête du tubing c = distance entre les vis pointeaux de la bride supérieure de la tête de tubing et la base de l'olive Diminué de : d = hauteur d'un manchon à enlever Le total "a + b + c - d" donne la longueur "E" de tubing à éliminer . Définir les tubings à enlever ainsi que les tubings ou les pup-joints de remplacement Nota : Ne pas hésiter à faire un SCHÉMA
2.3) Vérification de l'appareil 1) Rappels . Contrats (matériel, service) . Capacités de l'appareil . Circuits "fluides" . Matériel de sécurité (BOP, sur tubulaire,. . .) . Matériel de levage, vissage et fishing adapté à l'équipement de complétion (tubing)
2) Equipements de contrôle d'éruption • vérifier la disponibilité de : . Mâchoires adaptées à la garniture (tubing) . Équipement d'obturation du tubing • contrôles et essais : . Bloc d'obturation préventif (BOP) . Unité d'accumulation et poste de commande . Circuits d'injection et d'évacuation . Équipement d'obturation des tubulaires (garniture de forage, tubing) 3) Circuits fluides . État . Vérification des branchements . Vérification de la propreté
2.4) Montage et test de la tubing head • Attention à l'orientation - sorties latérales E.A. - (trous sur la bride supérieure pour les boulons) - si complétion multiple, orientations induites pour les sorties latérales de l'arbre de Noël • Éventuellement, étanchéité complémentaire sur le casing de production • Position vis pointeaux (et des presse étoupe) • Wear Bushing - en place si garniture "provisoire" - à retirer avant descente de l'équipement définitif • Test de l'étanchéité "tête de cuvelage -joint tore - tête de tubing - extension du cuvelage"
2.5) Contrôle du trou . Contrôle du top ciment . Reforage du surplus de ciment (si nécessaire) . Raclage de la zone à perforer et de la (ou des) zone(s) d'ancrage du (ou des) packer(s) . Circulation pour nettoyage du puits . Misse en place du fluide de complétion
. Logs de calage et de cimentation - gamma ray - CCT - CBL - VDL ou (et) CET . Restauration de la cimentation (si nécessaire)
2.6) Mise en place du fluide de complétion 1) choix de la nature du fluide de complétion a) Fonctions principales a réaliser . Assurer la sécurité du puits
densité
. Éviter l'endommagement du réservoir . (Assurer le nettoyage du puits) En pratique, ce sont généralement des saumures
b) Fluides usuels - mousses (d = 0,20 à 0,30) - base huile (d = 0,80 à 1) - base d'eau sans solide (d = 1 à 2,3) - base d'eau plus solides (d = 1 à 2,3) Nota : il peut être nécessaire de prévoir : . Des bouchons visqueux . Des bouchons de colmatant temporaire c) Fluides de complétion disponibles - Mousse 0,20 à 0,30
mousse dense
- Base huile 0,80 à 0,90
gas oil où huile brute
0,85 à 0,95
boue à huile ou émulsionnée inverse
0,85 à 1
boue émulsionnée directe
- Base d'eau sans solide* 1 à 1,03
eau - eau de mer - eau saumâtre
1 à 1,16
eau douce + KCl
1 à 1,20
eau douce + Na Cl
1 à 1,30
eau douce + Mg Cl2
1 à 1,40
eau douce + Ca C12
1,16 à 1,20
eau douce + K Cl + Na Cl
1,20 à 1,27
eau douce + Na Cl + Nat C03
1,20 à 1,40
eau douce + Na Cl + Ca C12
1,20 à 1,51
eau douce + Na Cl + Na br
1,40 à 1,70
eau douce + Ca C12 + Ca Brg
1,70 à 1,80
eau douce + Ca Brg
1,80 à 2,30
eau douce + Ca Brg + Zn Br2
- Base d'eau plus solides 1 à 1,70
eau douce + C03 Ca
1 à 1,80
eau douce + C03 Fe (sidérite)
1 à 1,80
boue de forage + C03 Ca or C03 Fe
1 à 2,30
boue de forage + baryte
1 à 2,30
eau douce + résines
1 à 2,30
boue à huile ou émulsionnée inverse ou émulsionnée directe
2) détermination de la densité Tenir compte : . De la marge de sécurité désirée (généralement de 5 à 15 bar) . De l'effet de température (et de pression) sur la densité moyenne du fluide - pour une saumure .Ad = -3 à 610-4 A0 (°C) . Ad = + 0,2 à 0,3 10-4 AP (bar)
Attention: . Rester dans un même système d'unité (ne pas assimiler Pg exprimé en bar à une pression en kgf/cm2 en appliquant directement P = Zd /10) . Tenir compte de la cote de référence pour laquelle la pression gisement a été donnée par le service gisement - saumures : densité en fonction de la température (a/b:1
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