COMPLITION DES PUITS.pptx

COMPLETION DES PUITS

INTRODUCTION Un système de complétion doit fournir des moyens de la production de pétrole et de gaz qui sont: Sécurisés: Ex, la sécurité de puits; environnement.  Efficaces: Ex, les objectives de production.  Economiques: Ex, le coût vs. le revenu

INTRODUCTION La complétion d’un puits consiste en une série d’opérations :

• • • •

la perforation du liner ou du tubage le contrôle de sable la mise en place du packer de production la descente de complétion et l’installation du tubing hanger • l’installation des vannes de sécurité de sub-surface • l’installation de la tête de production • l’installation du mécanisme de production en surface

INTRODUCTION Les équipements de production qui acheminent le fluide de la formation jusqu’en surface se divisent en trois parties:  les équipements de fond qui assurent la liaison entre la couche productrice et le fond du puits  le tubing de production et ses accessoires  la tête de tubages et la tête de production pour le contrôle de la pression en surface

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (1) Les complétions peuvent être regroupées selon: 1. le type de liaison d’interface entre le réservoir et le puits. Ex: trou ouvert ou trou tubé . 2. le mode de production. Ex: production naturelle ou production assistée. 3. le nombre de zones à compléter Ex: complétion simple ou multiple.

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (2) 1. le type de liaison d’interface entre le réservoir et le puits A. Complétion en trou ouvert

• formations consolidées • faire produire l’épaisseur de la productrice

toute couche

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (3) 1. AVANTAGES ET LIMITATIONS DE COMPLÉTION EN TROU OUVERT AVANTAGES: La participation de l’intégralité de la couche à la production La formation ne sera pas endommagée par le ciment

Les opérations électriques de fin de trou peuvent être répétées Une meilleure productivité Le fond de puits peut être approfondi ou équipé d’un liner LIMITATIONS: Difficultés de prévenir les venues d’eau et de gaz Difficultés de stimuler une zone sélectionnée Nécessite un nettoyage fréquent du fond de puits Descente et cimentation du dernier tubage avant de forer le réservoir

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (4) . Complétion par liner non cimenté Ce type de complétion est utilisé dans les réservoirs friables où il est possible de produire

des particules solides avec le fluide de formation.  LINER CRÉPINÉ Le rôle principale de la crépine est de retenir les particules solides pendant la production du puits, avec des ouvertures varient entre 0.01 et 0.04 selon le diamètre des particules solides  LINER PERFORÉ (INJECTION DE RÉSINE)

Ce type de liner est utilisé dans les réservoirs non consolidés où la résine est injectée derrière le liner pour consolider les abords du puits et arrêter la venue des particules solides  LINER PERFORÉ Après le forage de la couche productrice, un liner perforé est descendu sur toute la longueur du découvert afin de produire les zones d’intérêt.

LINER CRÉPINÉ

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (7) 1. le type de liaison d’interface entre le réservoir et le puits B. Complétion en trou tubé

• utilisé dans les réservoirs friables

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (6) 1. le type de liaison d’interface entre le réservoir et le puits B. Complétion en trou tubé AVANTAGES:

Production de plusieurs zones séparément Stimulation d’une ou plusieurs zones sélectionnées Possibilité d’isoler des zones entre elles Réduction des venues d’eau et de gaz Diminution des venues de particules solides LIMITATIONS: Risque d’endommagement de la formation Réduction du diamètre de trou Réduction de la productivité du puits

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (8) 2. le mode de production A. Production naturelle

• la production est assurée par le tubage de production. • Le fluide de la formation est acheminé en surface par un tubing de production. Completion tubingless

Avec tubing & packer

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (9) 2. le mode de production B. Production assistée • utilisé dans les réservoirs à pressions anormalement basses où la pression de gisement est insuffisante pour acheminer le fluide de formation en surface.

GAS LIFT

TURBINE

ROD PUMP

PLUNGER LIFT

Jet PUMP

Electric submersible pump

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (10) 3. le nombre de zones à compléter A. Complétion Simple • le tubing est ancré dans un packer de production • produire plusieurs niveaux d’une même couche à la fois

Complétion standard

Interval co-mingling

CLASSIFICATION DES COMPLÉTIONS (11) 3. le nombre de zones à compléter A. Complétion Multiple

Complétion tubingannulaire

Complétion à deux tubing parallèles

Tubes multiples

Tubes concentriques

EQUIPEMENTS DE FOND Généralement, l’ensemble des équipements de fond d’une complétion se compose de haut en bas des éléments suivants : - Olive de suspension - Vanne de sécurité sub-surface - Flow coupling - Mandrin à poche latérale - Vanne de circulation - Sièges - Packer de production - Blast joint - Sabot

EQUIPEMENTS DE FOND  Olive de suspension Elle doit supporter tout le poids de la colonne de production tout en assurant l’étanchéité avec la tête de tubing (tubing head) et la ligne de contrôle de la vanne de sécurité sub-surface

Olives de suspension pour complétion double

Olive de suspension avec BPV’s

EQUIPEMENTS DE FOND Olive de suspension « Tubing hanger »

EQUIPEMENTS DE FOND  vanne de sécurité sub-surface « Down hole safety valve DHSV

»

• Elle opérée hydrauliquement à partir de la surface. • positionnée à deux joints de la surface (à environ 30-50 m) • utilisée comme un dispositif de fermeture du puits et arrête le débit incontrôlé • Le dispositif de fermeture peut être à clapet «flapper valve» ou à bille. «Ball valve»

Dans la pratique, il existe deux types de vanne de sécurité sub-surface:  la vanne de sécurité sub-surface hydraulique récupérable au câble  la vanne de sécurité sub-surface hydraulique tubing

EQUIPEMENTS DE FOND  vanne de sécurité sub-surface « Down hole safety valve DHSV

»

1. la vanne de sécurité sub-surface hydraulique récupérable au câble

• installée et récupérée au câble sans remontée la complétion. • préféré dans les puits à basse fréquence de reprises ainsi que dans les puits produisant des fluides corrosifs • très facilement remontées

 la restriction du diamètre de passage du tubing de production

EQUIPEMENTS DE FOND  vanne de sécurité sub-surface « Down hole safety valve DHSV 2. la vanne de sécurité sub-surface hydraulique tubing • sélectionnée pour les puits à grand débits • nécessitent de remonter la colonne de production pour les changer. • même diamètre avec le tubing de production

»

EQUIPEMENTS DE FOND  vanne de sécurité sub-surface « Down hole safety valve DHSV • Principe de fonctionnement de la DHSV récupérable au câble

récupérable avec le tubing

»

EQUIPEMENTS DE FOND Procédure de test des vannes sub-surface Un test de fonctionnement associé à un test en pression de la vanne sub-surface doit-être normalement effectué immédiatement après son installation. La procédure de test consiste à:  Fermer la vanne latérale extérieure et la vanne de curage

 Purger la pression dans la ligne de contrôle à zéro pour fermer la DHSSV  Ouvrir la vanne latérale extérieure (duse fermée)  Purger par palier (100 psi) , la pression en tête de tubing à zéro  Observer l’évolution de la pression en tête de tubing : Si l’augmentation de la pression en tête de tubing est rapide rouvrir la vanne et refaire le test.

EQUIPEMENTS DE FOND

Spécifications API 14A Selon les spécifications API 14A, la tolérance de fuite des vannes sub surfaces est :

 25,5 m3/h pour les puits à gaz  0.4 /h pour les puits à d’huile.

Pour les puits à gaz le débit de fuite est calculé d’après la formule:

4 xPxV Q T Q : débit de fuite en ft3/h V : volume de tubing au dessus de la vanne en ft3 P: augmentation de la pression en psi T: temps de stabilisation de la pression en mn

EQUIPEMENTS DE FOND NOTES 1. Il est indispensable d’égaliser les pressions de part et d’autre de la vanne avant de procéder à l’ouverture ou le changement de celle-ci.

2. La vanne sub-surface est considérée comme la dernière ligne de défense dans le cas de pertes des barrières de surface. 3. L’endommagement des vannes de sécurité sub-surface peut être causé par:  la fermeture de la vanne durant les interventions au câble, CTU et snubbing  la rotation des équipements d’intervention  la descente des outils de diamètre plus grand que son diamètre

EQUIPEMENTS DE FOND Vanne de sécurité sub-surface hydraulique annulaire

La vanne de sécurité sub-surface hydraulique annulaire est une vanne qui offre la possibilité

d’obturer l’intérieur tubing et/ou l’annulaire.

Le mécanisme de fermeture utilise soit un clapet

solidaire au tubing avec un piston à commande hydraulique logé dans un mandrin à poche latérale, soit une chemise coulissante ou un système à popet

Principe de fonctionnement de la DHSV annulaire

EQUIPEMENTS DE FOND Flow coupling (raccords anti-usure) • C’est un tubing court avec une épaisseur plus importante que le tubing de production. • Il est placé de part et d’autre des éléments ayant des diamètres de passage réduits afin d’éviter les problèmes d’érosion et de turbulence. •La longueur du flow coupling dépend principalement du degré d’abrasion et d’érosion du fluide de production à ce niveau

EQUIPEMENTS DE FOND Blast joint (tube anti-usure)

•Placé en face de la zone de production (dans une complétion double ou multiple) pour résister aux problèmes d’abrasion dues au jet de fluide a produire;

• l’épaisseur du blast joint est plus importante que celle du flow-coupling.

EQUIPEMENTS DE FOND  Mandrin à poche latérale « Side pocket mandrel»

• utilisé dans les complétions gas lift •permet de mettre en communication le tubing avec l’espace annulaire. • a le même diamètre de passage que celui du tubing de production.

EQUIPEMENTS DE FOND  Vanne de circulation « Sliding side door » • Elle est descendue en position ouverte avec la complétion

• Elle est positionnée au-dessus du packer de production • Peut être ouverte soit vers le haut ou vers le bas • Il est souvent nécessaire d’égaliser les pressions intérieure et annulaire •L’inconvénient de cette vanne est la difficulté rencontrée durant l’opération d’ouverture

Fermé

Égalisation

Ouverte

VIDEO SSD 1

EQUIPEMENTS DE FOND Packers • Descendu et ancré dans le tubage au sommet de la couche productrice. • Isole l’annulaire de la pression dans le tubing et protège le tubage contre la corrosion Les packers sont classés en trois catégories: •packers récupérables •packers permanents •packers récupérables / permanents

EQUIPEMENTS DE FOND Packers récupérables à ancrage mécanique: •Ces packers sont rarement utilisés en production. Par contre, ils sont parfaits pour les garnitures provisoires de stimulation, injection de ciment, tests, du fait qu'ils peuvent être réancrés immédiatement sans avoir à les sortir du puits •Ces packers sont ancrés par la mise en compression, traction ou rotation de la garniture •Le désancrage est très facile, en général en suivant la procédure inverse de celle de l'ancrage .

EQUIPEMENTS DE FOND Packers récupérables à ancrage hydraulique • lancé une bille faisant étanchéité sur

son siège • application de la pression dans le tubing, • La pression agit sur un piston à l’intérieur du packer entraînant une rampe conique qui ancre les coins et écrase les garnitures du packer contre le tubage. • pastilles de friction activées hydrauliquement par la pression sous packer lorsqu'elle est supérieure à celle de l'annulaire) aide à éviter que le packer ne glisse vers le haut.

EQUIPEMENTS DE FOND Packers récupérables AVANTAGES & INCONVÉNIENTS – AVANTAGES : • Descendus directement avec le tubing • Existent en version double (pour "complétion doubles) • Faciles à désancrer et à remonter

– INCONVÉNIENTS : • Plus compliqués • Diamètre intérieur plus petit pour un casing donné • Une fois désancrés, doivent être ressortis et reconditionnés avant d'être réutilisés • Si coincés, le reforage peut être difficile

EQUIPEMENTS DE FOND Packers permanents •Le packer permanent est considéré comme partie intégrale du tubage, son mécanisme d’ancrage peut être mécanique, hydraulique ou électrique

– AVANTAGES : – De conception simple – Très fiables – Supportent :des contraintes mécaniques considérables – des pressions différentielles importantes – Diamètre intérieur le plus grand pour un casing donné – Souplesse au niveau de la liaison tubing-packer – Peuvent être laissés en place durant un workover pour changer l'équipement de production

EQUIPEMENTS DE FOND Packers permanents – INCONVÉNIENTS : – le packer ne peut être récupéré en entier – Sous l’effet de la température du puits, les garnitures du système d’étanchéité peuvent se coller dans l’alésage poli du packer ce qui peut compliquer le désancrage du tubing

Packers

Pose aux tiges d'un packer permanent

1 Chemise centrale 1bis Filetage carré à gauche 10 Chemise extérieure

EQUIPEMENTS DE FOND Pose aux câbles électriques d'un packer permanent

1 1bis 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Chemise centrale Filetage carré à gauche Corps Filetage fendu rétractable Piston Barre de solidarisation Manchon d'adaptation charge explosive Chambre supérieure Piston flottant Chemise extérieure de pose Cylindre supérieur Orifice calibré Goujon de relâchement Mandrin

EQUIPEMENTS DE FOND • Choix du packer Le choix du type de packer est en fonction • De la résistance du packer et de son mécanisme d'ancrage aux efforts mécaniques et hydrauliques dans le puits - Pression différentielle acceptée, - Compression et traction acceptées à la connexion tubing-packer et à la liaison cuvelage-packer, - Température limite pour les élastomères -, • Des procédures de pose et de récupération ; • Des implications et des coûts qui en découlent pour la complétion initiale et les reprises de puits ; • De la réputation du packer et de l'expérience de l'utilisateur. • Le diamètre de passage intérieur offert par le packer, • La résistance des élastomères aux fluides, • La métallurgie (problèmes de corrosion) .