Cours de DST Iap
December 15, 2022 | Author: Anonymous | Category: N/A
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INSTITUT ALGERIEN DU PETROLE
HASSI HA SSI - MESS MESSAO AOUD UD
SEMINAIRE TESTING
Z.SAHBI
IAP HMD
PLAN :
1 – Définitions Définitions des tests de formation, 2 – Objectifs Objectifs des tests de formation et différents types de DST DST,, 3 – Les Les équipements de DST, 4 – – Les critères de choix des équipem équipements ents de fond et de surface, 5 – Programme Programme de DST, 6 – – Actions Actions préliminaires avant les opérations de DST, DST, 7 – Déroulement Déroulement des opérations de DST DST,, 8 – Résultats Résultats de DST, 9 – Statut Statut de puits,
1 – Définitions des tests tests de formation
Défi Dé fini niti tion on DST DST
Un essais de puits ou DST ( Drill Stem T Test est ) est la mise en production provisoire effectuée effectuée sans modifier l’ équipement des puits et permettant: Recueillir des échantillons des fluides contenus dans les roches,
Estimer Mesurer
grossièrement leur débit, les pressions des réservoirs. Ces renseignement peuvent être obtenus: En cours de forage, Après le forage, Après cimentation d'une colonne.
Définitions
DST (Drill Stem Test) : Test par la garniture de forage ; BHA (Bottom Hole Assembly) : équipements équipements de fond dans
la
garniture ; IHP (Initial hydrostatic pressure) : pression hydrostatique
initiale avant ancrage ; FHP (Final hydrostatic pressure) : pression hydrostatique finale après désancrage ; IFP (Initial Flow Pressure) : pression de débit initiale après ouverture ; Flow Pressure) : pression de débit finale ; FFP (Final
Définitions ISIP
(Initial Shut-in Pressure) : pression vierge ;
FSIP
(Final Shut-in Pressure) : pression de remontée r emontée de pression ; CI : Circulation inverse ; PLT T (Production Logging Tools) Tools) : les outils de diagraphies de PL production. Venue: Une entrée de fluide de la formation réservoir vers le puits Open hole : Trou ouvert ou réservoir non tubé.
B.O.Pet(Blow Out Preventer) Organe de sécurité composé de vannes conduites montées en: tête de puits en cours de forage ou d’opération sous pression permettant de fermer le puits ou de refouler des fluides dans le puits ou de les évacuer du puits.
Définitions
Manifolds : Ensemble de vannes qui permettent la distribution de l’effluent.
2 – Objectifs Objectifs des tests de formation et différents types de DST DST,,
Objectifs des tests de formation Identifier Mesurer
les effluents contenus dans le réservoir,
les débits des fluides produits,
Déterminer les Déterminer Procéder à
caractéristiques du réservoir,
le modèle de réservoir, rés ervoir,
l’échantillonn l’échantillonnage age PVT et analyser les effluents
récupérés, Réaliser
l’opération en toute sécurité.
Objectifs des tests de formation
Objectifs des tests de formation
Objectives des études de PVT
Avoir
des données pour les calcules de réservoir( réser voir( évaluation des réserves et les prévisions… etc.). Pour comprendre le comportement de fluide dans le réservoir r éservoir et recommander le plan de développement approprier approprier.. Pour
le design des équipements de surface.
Pour
le calcule des performances des puits
Voir
les différents expériences pour déterminer propriétés des hydrocarbures
Test Openhole Avantages
Facteurs de risque d’endommagement du réservoir faibles (absence de pertes de boue, de colmatage par le ciment ….),
Participation à la réduction du coût coût du du puit puitss (arrêt du forage suite à une absence d’intérêt pétrolier d’où économie d’une colonne de casing,…).
Les différents types de DST
Test barefoot
Avantages :
Facteurs de risque d’endommagement d’endommagement du réservoir faibles (absence de pertes de boue, de colmatage par le ciment ….), Fiabilité des datas recueillis (effluents produits et pressions enregistrées représentatifs,……. Aide à lever le doute dans le cas d’interprétations diagraphiques imprécises, Réduction du coût du puits (Abandon du puits suite à l’absence d’intérêt pétrolier d’où économie d’une colonne de casing)
Test barefoot
Inconvénients :
En cas de sabôt de la colonne technique positionnée loin des niveaux à tester, des risques de tenue des parois paro is de trou peuvent avoir lieu à la reprise des opérations,
Difficulté à identifier le niveau productif dans le cas de test global, et le taux de contribution de chaque niveau,
En cas de colonne de boue sous Packer importante, difficulté à stabiliser le puits à la fin du DST DST,,
Test casing Avantages :
Le réservoir est te testé sté à travers la perforation du casing précisément au droit des niveaux ciblés,
Les données recueillies sont fiables (débits et pression stabilisés)
Test openhole
Inconvénients :
Risque de coincement important, avec instrumentati instrumentation on plus délicate qu'en trou tubé,
Durée lim limitée itée et , par conséquent, information collectée souvent tronquée et ne permet pas de déterminer les caractéristiques propres du réservoir. réservoir.
Test casing
Inconvénient :
Puits à fort pourcentage de gaz corrosif (CO2, H2S…….)
Test casing
Domaines d'application test casing:
En présence d’Appareils de forage, - Puits verticaux, - Puits déviés, - Puits horizontaux Sans appareils de forage (Rigless) - Tous types de puits complétés
Test casing Perforations:
Perforation au wireline Perforation en Tubing Convoyed Perforation ( TCP )
Test Casing Perforation TCP Avantages P C T c e v a n o i t a r o f r e P
Inconvénients
Il permet permet d'écono d'économis miser er le temps de test en
Limite de température de fond.
perf pe rfor oran antt un gr gran and d in inte terva rvall lle e en une se seul ule e
Dans Dans le cas cas où la mise mise à feu feu ne se fait fait pas. pas. Il faut faut remonter toute la garniture en surface.
descente.
Le puits puits est est te test sté é perforation. Fa Fac cilit ilité é
la
di dire rect cte ement ment jus juste te aprè aprèss
ré réa ali lisa sati tio on
de
perf rfor ora ati tio on
en
underbalance, ce qui aide au nettoyage de la
perforation. On peut perforer horizontaux.
facilement
les
puits
Dans Dans le cas cas d’absence d’absence d’indice d’indice en surfac surface e une incertitude sur la détonation des charges subsiste. L’Opération de PLT n’est faisable que dans le cas d’un TCP largable.
Test casing Technique de perforation en underbalance
Perforation en underbalance avec TCP: Cette technique consiste à descendre les canons de perforation avec le train de test.
Perforation en underbalance avec câble (Wireline) : Cette technique est utiliser dans les puits complètes.
3 – Les Les équipements de DST
Les équipements de DST
Three Phase Test Separator
Surface Read Re ad - ou outt
Gauge Tank Gas Flare
Oil Burner ¾
PT
DST Test string
Surface Data Acquisition
Downhole Data Acquisitio Downhole Acquisition n Real time (DGA, Datalatch) Recorders (Unigauge)
PTQ
Equipements DST
Equipements DST
SCHEMA DES EQUIPEMENTS DE SURFACE
Les équipements de DST Les équipements de fond
Les fonctions principales à assurer par les équipements de fond sont : • Isole Isolerr la boue conten contenue ue dans le le puits de de la zone à tester tester et diminue diminuerr la pression pression en face face de cette zone jusqu'à une valeur inférieure à celle cell e des fluides contenus dans la couche ; • Acheminer ces fluides fluides jusqu'en jusqu'en surface sans sans risque risque de de pollution pollution de la boue boue ; • Avo voir ir une possibi possibilité lité d'arrête d'arrêterr mom moment entané anémen mentt le déb débit it des fluides fluides san sanss uti utilis liser er la pression hydrostatique de la boue boue ; •• Enregistrer temp érature pression durant Procéd Pro céder er à la la température remont rem ontée ée deetlala gar garnitu niture re de enfond fin de test le aprtest après ès ;avoir avoir remis remis l'ensemb l'ensemble le du puits sous fluide de contrôle.
Les équipements de DST Les équipements de fond Tiges de forage ou Tubings : Cette tubulaire doivent supporter le poids total de la garniture et résister à l’écrasement et à l’éclatement l’éclatement.. Dans le cas où il y a risque de présence H2S, l’utilisation l’utilisation des des tubings est préférable car présentant une meilleure étanchéité au niveau des raccords. Join intts couli oulisssants (Sleep joint ints) : Ils autorisent les mouvements courts verticaux de la garniture de test, engendrés par des variations de température et de pression lors des différentes phases de débit et de fermeture. Leur nombre dépend de la profondeur, la température de fond et le débit prévu du puits.
Mas Massetiges es (Dr (Drillill-Col Collar lars): Elle les s nché perm pe rmet ette tent ntPack sule ffica sas md’une ment va dennpeoid de s pourse-tig co comp mpri rim mer le les s ga garn rni iture tus): res s El d'é 'éta tanc héit ité é du Pad’exercer cker er.. Dans Dans cas van test mécanique opérée par les mouvements verticaux de la garniture, les massetiges tig es permet permetten tentt l’ouverture de la vanne.
Les équipements de DST Les équipements de fond Disp spos osit itif if de ci cirrcu cula lati tion on in inve vers rsee : Un dispositif de circulation inverse est situé au-dessus de Di la vanne de test, il permet d'ouvrir un orifice sur l'espace annulaire et de récupérer l'effluent situé dans la garniture par circulation inverse. Van ann ne de test (Tester va vallve ve)) : Elle permet d’isoler le le tampon pendant la descente et avant l’ouverture.. Elle permet aussi d’avoir plusieurs l’ouverture plusieurs ouvertures et fermetures au fond durant le test. En fonction de son type, elle est opérée hydrauliquement, mécaniquement PortePort e-en enrreg egis isttreu eurs rs (G (Gau auge ge ca carr rrie ier) r) : Ils reçoivent les enregistreurs de pression et de température. Les enregistreurs de pressions permettent pressions permettent d'enregistrer la pression de fond dans le tubing et donc, en particulier, l'évolution de la pression de fond lors des phases de débit et de ferm fermet etur ure. e. Su Suiv ivan antt le leur ur po posi siti tion on le less enre enregi gist stre reur urss de pr pres essi sion on pe perm rmet ette tent nt auss aussii d'enregistrer la pression de l’annulaire l’annulaire..
Les équipements de DST Les équipements de fond Coul ulis isse se hy hydr drau auli liqu quee (H (Hyd ydra raul ulic ic ja jar) r) : En cas de coincement, on essaye de décoincer le Co Packer en exerçant des forces de traction par battage grâce à la coulisse hydraulique située au-dessus du joint de sécurité.
J oin nt de sécudu rit itééjoint (Safede ty sécurité joint) : En cas d’échec d’échec pour pour décoincer la garniture par battage, leoi dévissage permet la récupération de la partie supérieure de la garniture. Packer Pack er ré récu cupé péra rabl blee : A pour but d’assurer l'étanchéité l'étanchéité et d’isoler la la zone à tester de la boue de forage qui se trouve trouve dans l’espace l’espace annulaire. annulaire. Tube guide (Mule shoe) : Il facilite le passage à travers le top liner pendant la descente de train de test. D’autre D’autre part, part, durant la remontée d’un d’un outil outil Slickline, le Mule shoe facilite l’entrée dans l’entrée dans la garniture.
Les équipements de DST Les équipements de fond Au Autr tres es éq équi uipe peme ment ntss : En fonction des objectifs de test d'autres équipements peuvent être requis tels que : Tub ubin ing g Co Con nve veye yed d Pe Perf rfor orat ator or (TC TCP) P) : le TCP est placé à l'extrémité inférieure de la garniture de test, il permet avec la même garniture de perforer le casing et de réaliser l'essai de puits. Pipe tes estter valv lvee (PT PTV V) : C’est C’est une une vanne avec une seule ouverture, descendue fermée et installée au-dessous de la vanne de fond, pour assurer la première ouverture.
Echa Ec hant ntil illo lonn nneu eurr de fo fond nd In Inté tégr gréé : Il permet d’échantillonner l'effluent l'effluent au fond.
Les équipements de DST Les équipements de fond
Equipements de fond :
Train de test conventionnel
Drill-Pipes Pipes ou Tubing Tubulaire ubulaire de DST DST DrillSleep joint Absorber la dilation de la garniture Drill-collars Pour exercer le poids nécessaire sur le Packer Vanne circulation n Permet d’effectuer d’effectuer la la circulation inverse Vanne de circulatio Va Vanne nne de test test Permet d’effectuer les ouvertures et les fermetures Gauge Carrie rierr Porte des enregistr enregistreurs eurs Gauge Car Jar hydraulique Permet d’effectuer le battage en cas coincement du Packer Safety joint Permet de récupérer le BHA de DST en cas coincement du Packer Packer Packer Permet Permet d’isoler l’annulaire plaine de boue à l’intérieur de DST
Schéma du train de test DONNEES SUR LE PUITS: 3641m (cote sondeur). Profondeur atteinte Strunien. Etage d’arrêt Casing Casin g 7" P110 P110 29 lbs/ft lbs/ft N.Vam N.Vam sabot @3640m @3640m Liner 7" Boue à base d’huile d =1.30 Boue de forage DONNEES SUR LE TEST: Du 20 au 26 /10/2010 Date de test Casing Type de test IRDV-AB IRDV -AB 5" (Intelligent Remote Dual Valve) Catégorie de tester
Formation testée Intervalle perforé et testé Type, densité perforation
TAGI.
Hauteur tampon d’eau
1000 m
Cote d'ancrage Minimum restriction
3021 m 2" ¼.
3059 – 3059 – 3066 m Perforation en underbalance underbalance avec des canons canons TCP 4 4" " ½ HSD, Omega power jet HMX, HMX, 72° phasing, phasing, 5 spf , charge 38grs, 38grs, pénétratio pénétration n 59.2". 59.2".
Les équipements de DST Les équipements de fond
Les équipements de DST Les équipements de fond
Les équipements de DST Les équipements de fond
Les équipements de DST Les équipements de fond
Les équipements de DST Les équipements de fond
Vann anne e de fon fond d
4 5 6 0 1 L A H
Packer
Safety joint
Electronic Memory Recorders
Big John Jars
Equipement de DST Les équipements de fond
Slip Joint
2 5 6 0 1 L A H
RD Safety Circulating Valve
DST Basic Principle Elements de base
1.
String
2.
Packer
3.
Valve
Principe de base de DST
Annulus pressure (Ph)
DP or Tubing
Cushion pressure (Pc) Formation pressure (Pf)
Pc < Pf < Ph
Tester Valve Packer
Descente et ancrage packer
Pression P
T Temps
Pressure & Temp Recorder
Ouverture puits en débit
Pression
P
T Temps
Fermeture vanne de fond ( Build-Up )
Pression
P
T Temps
Circulation Circulatio n inverse
Pression
P
T Temps
Desan Des ancra crage ge packer packer & remo remonté ntéee
Pression
Temps
Les équipements de surface
Equipements de surface :
Surge Sur ge Tank Flow head
SSV
Choke
PSV
manifold Coflex
Bac
PSH Séparateur ESD sttions
ESD
Lab cabi Lab cabine ne Rig Floor
Séparateur
Vers torche
Les équipements de surface Flow Head : Elle permet : D'orienter l'effluent vers les installations de surface et de fermer le puits au moyen d’une vanne hydraulique (Flow Valve) ou d’une d’une vanne vanne maitresse manuelle (Master Valve) Valve) ; L’intervention dans le puits à travers d’une L’intervention dans d’une vanne vanne de curage (Swab Valve) ou de pomper les fluides à l’intérieur des des tiges à travers d’une d’une vanne vanne latérale la térale (Kill Valve) Valve) ; La rotation de la garniture de test par l'intermédiaire d’un d’un joint joint tournant (Swivel). De supporter le poids de la garniture ;
La Fermeture à distance par le système sy stème ESD
Les équipements de surface itéé de surface (Surface Safety Valve) : Vanne de sécurit C’est une une va vann nnee hy hydr drau auli liqu quee ou pn pneu euma mati tiqu que, e, pa parf rfoi oiss on l’utilise avant l’utilise avant le manifold de duses pour renforcer la sécurité, elle el le es estt re reco comm mman andé déee po pour ur le less pu puit itss à ha haut ut dé débi bitt et ha haut utee pression ou en cas de présence de l’H l’H2S. 2S. La vanne SSV ferme le puits rapidement en cas d’urgence d’urgence (surpression, (surpression, fuite… fuite…), est opérée à distance par le système de fermeture d'urgence ESD d'urgence ESD
Syst stèm èmee de fe ferm rmet etu ure d'u 'urrge genc ncee (E (Em mer erg genc ncy y Sh Shut ut Do Dow wn) : Il per erm met de fe ferm rmer er le pu puit itss et met ettr tree le less éq équi uipe pem men ents ts de surface en sécurité sécurité en cas de besoin. de besoin. Les stations Les stations ESD peuvent être installées en différents endroits sur le chantier (Rig Floor, séparateur, manifold manifold de duses...). dus es...).
Les équipements de surface FLOW HEAD
Lifting sub
Swab valve
Kill line valve
actuator Flow line
Kill line swivel
Master valve
Les équipements de surface Flow Head
Surface Safety Valve
Emergency Shut Down
Les équipements de surface
Lifting sub
Swab valve actuator
Kill line valve
Flow line
Kill line swivel
Master valve
Les équipements de surface
EMERGENCY SHUT DOWN
Les équipements de surface
Piping et raccords : Tout tube de pipi piping ng ou ra racc cco ord po port rtee un matricule d’identification qui qui contient le diamètre nomina nall, la pression de service et la figure. Notant qu’on qu’on peut peut avoir des raccords ayant des différentes pressions de service s ervice et même figure.
Les équipements de surface Coflex Cofl exip ipss et C Chi hiks ksan anss : Ils permettent de relier entre la Flow Head et le Data/Injection Header.. Ils doivent être installés correctement pour éviter Header l’endommagement pendant les mouvements verticaux de la garniture. Les Coflexips sont toujours préférables aux Chiksans à cause de leur flexibilité et leur montage rapide. Ils ont aussi moins de connexions, ce qui minimise les fuites; Da Data ta/I /Inj njec ecti tion on He Head ader er : Cet élément est installé juste avant le manifold de duses dus es . Le Data/Injection Header est un tube avec plusieurs ports ou connexions pour des instruments instruments q qui ui permetten permettentt : •La Mesure de la pression et de la température de la tête du puits ; •L’échantillonnage de •L’échantillonnage de l’effluent l’effluent ; ;
L injection des injection des produits chimiques… chimiques…
Les équipements de surface
Manifold de duses : Il consiste en un ensemble de vannes et duses pour contrôler le débit et la pression du puits ; il contient deux chemins d’écoulement d’écoulement.. Le premier permet d’installer et et changer les duses fixes et le deuxième équipé avec une duse ajustable Certains manifolds possèdent une ligne By pass. Chaque chemin d’écoulement est d’écoulement est équipé de deux vannes qui permettent de fermer le puits ou de changer la direction d’écoulement pen pendant le changement de la duse fixe.
Le manifold de duses est également équipé de plusieurs prises en aval et amont des duses pour la surveillance des pressions et des température tempé ratures, s, et aussi équipé de deux points d’échantillonnage d’échantillonnage dans dans les deux chemins.
Les équipements de surface
Les équipements de surface CHOCK MANIFOLD
Les équipements de surface
Les séparateurs sont classés en fonction de plusieurs critères : • Conventionnel ou nouvelle génération (CleanPhase) ; •Pression de service : 600 psi, 720 psi, 1440 psi et 2220 psi ; •Débit d’huile d’huile maximal maximal : à partir de2000 à 23800 bbl/jour ; •Débit de gaz maximal : à partir de 20 à 90 mmscf/jour (million ft3/jour) ; •Horizontal ou vertical.
Les équipements de surface SEPARATEUR
Les équipements de surface
Comptage de l’huile Compteur
Compteur
Floco
Rotron
Comptage du gaz Orifice de DANIEL
Les équipements de surface
Ba Bacc (tan (tank) k) : Pour stocker l’huile et estimer son débit. Dans le cas où l’huile est réinjectée dans réinjectée dans la ligne et non stockée, un bac de stockage nous permet d'étalonner les compteurs huile, de prendre en compte certains phénomènes tels que le dégazage de l'huile en aval du séparateur ou la décantation supplémentaire d'eau qui est encore dispersée (en émulsion) dans l'huile à la sortie huile du d u séparateur. Formule de calcul : Vo = V bac x (1-BSW) x K, tel que V bac : volume d’huile dans les conditions du stockage. K : facteur de correction de température à 60 °F.
Equipements complémentaires :
Elle perm rmeet de po pom mper le tampon d’Azote à Unité d’Azote : Ell l’intérieur de de la garniture, dans ce cas l’ l’un unit itéé d’ d’Az Azot otee est liée par des Chiksans Chiksa ns directement directement à la kill kill line de la Flow Head. Head. Elle est utilisée utilisée pendant le kick off off pour alimenter le Coiled tubing tubing en Azote.
Unité Slickline : El Elle permet le contrô rôlle de la garniture, la vérification de la position de la vanne de fond et de réaliser des enregistrements de gradient pour localiser les différents niveaux des liquides dans le puits et éventuellement leur nature et la vitesse de remontée. Elle permet aussi l’échantillonnage l’échantillonnage de de fond.
Schéma sur l’installation de surface de l’unité Coiled tubing Tubing
Guide du tubing Injecteur
Stripper Cabine de control
Treuil BOP CTU
Unité d’Azote
Flow Head
Equipements complémentaires :
Unité Coiled tubing : Elle permet de réaliser rapidement et sous pression sur(démarrage). le puits et en particulier pour : •Alléger certaines la colonneinterventions hydrostatique • Nettoyer le puits tubing (sable, sel, paraffines paraffines… …) par circulation d'un fluide adapté. •Mettre en place au droit de la ou des zones à traiter de l'acide.
Equipements complémentaires :
Unité de pompage : Elle est utilisé pour les tests en pression des inst in stal alla lati tion onss de su surf rfac acee du Co Coil iled ed tu tubi bing ng et po pour ur al alim imen ente terr ce dern de rnie ierr pa parr le less li liqu quid ides es né néce cessa ssair ires es (e (eau au,, ac acid idee…) en enco cour urss de l’opération.. l’opération
4 – – Les critères de choi choix x des équipements de fond et de surface.
Les critères de choix des équipements de fond et de surface,
Lors de la sélection des équipements de test, il faut tenir compte des exigences suivantes : L’équipement utilisé L’équipement utilisé est conçu de façon à contrôler en toute sécurité la pression du puits, à évaluer correctement la formation et à prévenir ;
la pollution
La pression de service de tout équipement utilisé, au niveau du manifold de duses et en amont de celui-ci est supérieure à la pression statique maximale prévue ; L’équipement en aval du manifold de duses est suffisamment protégé L’équipement en contre la surpression.
Les critères de choix des équipements de fond et de surface,
pression de service des équipements de fond doit être supérieure à la pression hydrostatique de la boue + la pre pr ess ssio ion n d' d'op opér érat atio ion n de des s éq équi uip pem eme ent nts s
Classific ation des hydrocarbures Classification
Classifi Classification cation des hydrocarbures
Classificati Classification on des hydrocarbures
OIL Gravity
5 – Programme Programme de DST DST,
Programme de DST
Collecte des données de la zone à tester : L’ingénieur chargé d’établir L’ingénieur d’établir le le programme de test doit procéder à la collecte des données sur la formation à tester et exploite ces données pour prévoir la pression et la température du réservoir, la quantité et la nature des fluides à produire. réservoir, Les données qui peuvent être disponibles sont : •Les résultats des tests MDT ; •La description des carottes et l’interprétation de des logs des diagraphies ; des tests des puits proches ; •Les résultats •Les indices au cours de forage (indices de gaz, présence de l’H l’H2S) 2S) ;
Programme de DST
Qua uali lité té de ci cim men enta tati tio on : L’un des L’un des objectifs de la cimentation des casings (ou liners) est d’isoler la cou couche che pro product ductric ricee des cou couche chess adj adjace acente ntess .Le .Less diagraphies de cimentation sont des mesures indispensables pour évaluer évaluer l’adhérence de ciment derrière casings et donc vérifier l’état de l’état del’adhérence de l’isolation entre l’isolation entre les différen différentes tes ces couches et fluides. Parmi ces diagraphies on trouve : •Les diagraphies soniques : CBL, •La thermométrie. L’ingénieur do L’ingénieur doit vérifier les logs de cimentation et s’assurer que que : •La forma formati tion on à pe perf rfor orer er et à te test ster er est bi bien en isolé isoléee de dess au autr tres es zones ;
•Le top Liner est bien cimenté.
Programme de DST Vérification de la densité de la boue : Généralement les opérations de perforation préalables au test DST se font en surpression (overbalance) c’est c’est-à -à dire le puits est soum so umis is à l’hydrostatique de la boue, dans ce cas et avant ces opérations l’ingénieur doit doit comparer la densité de la boue actuelle qui doit être la même que celle qui a été utilisée durant le forage du réservoir à tester, sinon le changement de boue est indispensable (sauf si cette augmentation de densité fait suite à des problèmes de contrôle du puits pendant le forage de cette zone.
Programme de DST
ram mme de test compr preend gé géné nérralement les points Un progra suivants :
•Objectifs du test ; •Données sur le puits et la zone à tester ; •Données sur les équipements de test fond et surface ; •Déroulement de toutes les opérations et les consignes à suivre ; •Plan des ouvertures en débit, remontées de pression et l’échantillonnage ; l’échantillonnage ; •Calcul du tampon et de la contre-pression appliquée sur le réservoir rés ervoir..
Calcul du tampon pour assurer le fonctionnement de la vanne de fond : Les vannes dans l’industrie sont caractérisées par une différentielle de pression maximale (ΔP entre les deux faces de la vanne) .Si cette pression est dépassée la vanne ne fonctionne pas ou sera endommagée à cause des frottements frottements entre l’opercule ou le poinçon corps dedu la vanne. Aprèsetlaledescente train DST, DST, la pression au-dessous au -dessous de la vanne de fond fond est égale à la pression hydrostatique hydrostatique,, cette pression hydrostatique reste piégée en dessous de la vanne après l’ancrage du packer.. Donc ce cas la packer la différence de pression sur la vanne de fond sera : Différencee de pression = Pression hydrostatique – Pression Différenc Pression atmosphérique P1
P2
Calcul du tampon pour assurer le fonctionnement de la vanne de fond :
Si cette valeur est supérieure à la différentielle maximale de la vanne un tampon tampon doit être être ajouté pour assurer son fonctionnement ttel el que : Pression du Tampon = Pression hydrostatique – Différentielle de la vanne
Calcul et choix du tampon :
Calcul du tampon
Vanne de fond
Valeur 1
Réservoir
Valeur 2
La valeur à appliquer est la plus grande
Garniture
Valeur 3
Calcul et choix du tampon : 1) Calcul du tampon (vanne de fond) :
Pression du Tampon = Ph – ΔPvanne
Ph : Pression hydrostatique à la cote de la vanne. ΔPvanne : Pression différentielle de la vanne de fond
Division Exploration Direction des Opérations d'Exploration Départeent Evaluation des Réservoirs Hassi Messaoud
Calcul et choix du tampon : 2) Estimation du tampon (point de vue formation) :
Dans les tests en BAREFOOT, au moment de la première ouverture et si le tampon insuffisant pour protéger la formation => l’éboulement des parois sera causé par la différence de pressio sion entre le fond du puits et la formation.
Pour que la formation résiste au
moment
de
l’ouverture
cette
différence de pression doit être inferieure au contraintes de la matrice.
Calcul et choix du tampon : 2) Estimation du tampon (Réservoir) : Généralement le test BAREFOOT est déconseillé pour les réservoirs friables ou non-consolidés.
Réservoirs fracturés
Réservoirs non-consolidés
Calcul et choix du tampon : 3) Calcul du tampon (Garniture) : Cal alccul ule er
la pres essi sio on
hydr dros osttati tiqu que e
au bott ottom
de
ch chaq aqu ue
équipement et rajouter la pression de fonctionnement des vannes pour éviter de dépasser la Pression d’écrasement d’écrasement de de cet équipement .
Calcul WHP Azote et volume liquide nécessaire : Le calcul du tampon indique la valeur à appliquer sur la vanne
Quelle est la pression qu’on doit appliquer en tête pour avoir cette pression au fond ?
Surr chantier on utilise des applicat Su cations pour avoir
• La pres pressio sion n néce nécessa ssair ire e • Le volu volume me d’azote liquide
Conclusion :
Dans les puits , le tampon utilisé durant les DST est toujours optimisé en minimisant la différentielle de pression au niveau de réservoir et au niveau de la vanne pour :
Ne pas endommager le réservoir,
Garantir le fonctionnement de la vanne,
Éviter l’écrasement de la garniture,
Différents BHA DST :
Mauvaise cimentation
extension
extension
Barefoot
Barefoot
Casing
Opération de lifting sur le puits au cours de DST-1
Descente CTU avec pompage et arrêt à 1000 m pour lifter la première 1000 m de la colonne hydrostatique
Descente CTU avec pompage et arrêt à 2000
m pour lifter la colonne jusqu’à 2000 m
1000 m
Descente CTU avec pompage et arrêt à 3170 m pour lifter la totalité 2000 m
3170 m
Casing
6 -Actions préliminaires avant les opérations de DST,
Actions préliminaires avant les opérations de DST,
Scrapage au droit de la cote d’ancrage,
Circulation,
Test BOP.
Préparation de la garniture de test Restri Res trictio ction n minima minimale le : Masse-tiges Massetiges (Drill (Drill collars) collars) :
Tiges de forage (Drill pipes)
:
Exécution de l’opération DST
Après les deux étapes de programmation et préparation pour le test , nous arrivons à l’exécution l’exécution de l’opération l’opération qui qui comprend la descente du train du test, l’ouverture l’ouverture du du puits et l’évaluation, l’évaluation, puis puis la ci circ rcul ulat atio ion n in inve vers rsee (r (rep epri rise se du pu puit its) s).. Ce Cess op opér érat atio ions ns so sont nt potentiellement potentiel lement risquées et demand demandent ent une bonne coordinati coordination on et bonne communication entre toutes les équipes sur site.
Respon Resp onsa sab bil ilit ités és et tâ tâch ches es : Nous allons aborder dans ce sous-titre certaines tâches et prérogatives de différents responsables sur site, et cela pour mieux com co mpr pren endr dree le less gr gran ande dess li lign gnes es de la di dist stri ribu buti tion on de dess re resp spon onsa sabi bili lité téss pendant le job :
Exécution de l’opération DST
Superviseur HSE du chantier forage : •Instruire le personnel pour observer les consignes de sécurité à leur arrivée sur site ; •Assurer l’établissement l’établissement des des permis de travail et l’exécution des safety meetings ; •Superv Superviser iser les opéra opérations tions et s’assurer de de leur conformité aux normes de sécurité. N.B : La sécurité est la responsabilité de tous, un simple ouvrier a l’obligation l’obligation de de demander l’arrêt demander l’arrêt de de n’importe n’importe quelle quelle opération si elle présente un risque pour le personnel et les équipements.
Exécution de l’opération DST
Su Supe perv rvis iseu eurr de te test st (S (So ona natr tra ach ch)) : •Co Cond ndui uire re le te test st et co comm mmun uniq ique uerr le pr prog ogra ramm mmee te tech chni niqu quee et le less consignes des opérations durant les pré-jobs meetings et les safety meetings avec le personnel ;
•Coordonn Coordonner er entre les différen différentes tes sociétés sur site pendant le job ; •Superviser les opérations et assurer leur conformité aux normes de sécurité ; •Communiquer les consignes de travail et, en particulier, les consignes de sé sécu curi rité té qu quii do doiv iven entt êt être re di disc scut utée éess av avec ec le su supe perv rvis iseu eurr fo fora rage ge (Sonatrach) avant de les communiquer au personnel ; •Prévoir les différents équipes et équipements en fonction de différents scénarios ;
•Communiquer les rapports de test, les situations, les job-logs et les data à la base ; .
Exécution de l’opération DST
Supe perv rvis iseu eurr de fo fora rag ge (S (So ona natr tra ach ch)) : Su •Préparer et signer les permis permis de travail avec le superviseur HSE ; •Superviser les opérations et assurer leur conformité aux normes de sécurité ; •Orienter et collaborer dans l’établissement l’établissement des des consignes de travail durant le test ; •Assure Assurerr la prise en charge charge du personnel personnel char chargé gé de la réalisati réalisation on du test.
Exécution de l’opération DST
Superviseurs des compagnies de service chargées du test : •Préparer et signer les permis permis de travail avec le superviseur HSE ; •Assurer la conformité des opérations de test aux normes de sécurité ; •Assurer la présence et le bon fonctionnement des équipements de test ; •Exécuter le programme du test et les suites programme communiquées par le superviseur de test ; •Préparer les consignes de travail en collaboration avec le superviseur de test ; •Exécuter les consignes de travail.
Exécution de l’opération DST
Chef cha Chef hant ntie ierr fo fora rag ge /a /adj djo oin intt : •As Assu sure rerr la co conf nfor ormi mité té de dess op opér érat atio ions ns de te test st au aux x no norm rmes es de sécurité ; •l’appareil Assurer la et le bon fonctionnement l’appareil de deprésence forage nécessaires pour le test ; des équipements de •Exé xécu cutter le progra ram mme du test et les suites prog ogrrammes communiquées par le superviseur de test ; •Orienter et collaborer dans l’établissement l’établissement des des consignes de travail durant le test ; •Assurer l’exécution l’exécution des des consignes de travail par le personnel du chantier forage.
Exécution de l’opération DST
Mud engineer et Chef cabine Mud Logging: •Exécuter le programme du test et les suites programme communiquées par le superviseur de test ; •Orienter et collaborer dans l’établissement l’établissement des des consignes de travail durant le test ; •Assurer l’exécution de des consig ign nes de travail releva van nt de sa responsabilité ; •Exécuter les tests chimiques, la chromatographie des gaz et autres tests à la demande du superviseur de test.
Exécution de l’opération DST
turre de test (Diagram String) : Etablissement du schéma de la garnitu Avant la descente du train de test, le superviseur DST de la compagnie de service établit le schéma de la garniture de test, les quantités et les types des drill-pipes (ou tubing), drill-collars, et extension à utiliser (déjà préparés), il va donc juste préciser les cotes suivant le pipes-tally et la cote d’ancrage d’ancrage donnée donnée par le superviseur de test. Ce schéma de la garniture doit être attaché avec la consigne de descente et distribué en plusieurs copies au : •Superviseur sonatrach de test ; •Superviseur sonatrach forage ; •Chef chantier forage ; •Chef de poste ; •Mud engineer ;
•Chef cabine Mud Logging ; •Superviseurs de différentes sociétés de service chargées du test ;
7 – Déroulement Déroulement des opérations de DST,
Exécution de l’opération DST
Cote d’ancrage: L’e ’end ndro roit it d’ d’an ancr crag agee du packer est déjà décidé et mentionné dans le programme du d u test. Sur la base du log CBL-CCL, il reste res te au superviseur de test à choisir une cote précise de l’ancrage, en tenant compte des critères suivants : •Garder une distance minimum de 50 m entre le top des perforations et l’extrémité de l’extrémité de la garniture (en cas de PLT, cette distance sera utile pour l’enregistrement) •Ancrer dans un endroit bien cimenté ; •Eviter Eviter l’ancrage l’ancrage en en face des joints du casing ; •Tenir compte de la différence entre la cote sondeur sond eur et celle du logging ; •S’il n’y a pas d’extension d’extension au-dessous au-dessous du packer dans le programme de test, ajouter si possible une simple ou une longueur comme extension
pour la vérification de la vanne au Slickline (éviter ainsi de sortir de l’extension) •Eviter les pup-joints dans la mesure du possible.
Déroulement Déroulem ent des opérations de DST Programmation des enregistreurs des pressions et temp te mpér érat atur ures es : La pr prog ogra ram mmati tion on de dess en enre regi gist stre reur urss de fo fond nd se fa fait it av avan antt la descente et sont programmés pour enregistrer enregistrer toutes les 10 secondes la pression de l’intérieur(en l’intérieur(en psi), psi), température (en °C) et le temps (en date, heure, minute et second). second). Au minimum 03 gauges tubing à descendre pour chaque test (les résultats de deux gauges à commun communiquer iquer pour le supervi sup erviseu seurr de tes test, t, l’autre cons consid idér érée ée co comm mmee un ba backck-up up pou pourr la com ompa pagn gniie de service). Le sup upeerviseur doit con onffirmer que les enregistreurs résistent température).
aux
conditions
de
fond
(pression
et
Déroulement Déroule ment des opérations de DST Tests en pression des outils DST avant montage : Par arfo fois is ap aprè rèss le tr tran ansp spor ortt des ou outi tils ls DST ST,, le su sup per ervi vise seur ur de la compagnie de service aura besoin de les re-tester en pression sur site. Dans ce cas et avant d’entamer d’entamer ces ces tests, il doit inform rmeer les respon resp onsa sabl bles es su surr si site te ai ains nsii qu quee le su supe perv rvis iseu eurr HS HSE, E, ba bali lise ser r l’aire définie pour effectuer les tests, la faire évacuer et mettre en place des panneaux de sécurité.
Déroulement Dérou lement des opérations de DST onsigla nedescente, s de la deslecesuperviseur nte du trainorganise DST : un pré-job meeting pour C Avant expliquer toutes les consignes de descente aux parties concernées. Des permis de travail doit être réalisés pour le montage, la descente et les tests du DST BHA. Les consignes consignes de la descen descente te dif diffèrent fèrent d’un d’un te test st à un autre suivan suivantt la la garniture du DST. Nous allons décrire les consignes et les recommandations générales pour un test typique : • Blocage de la table de rotation durant la descente du DST string ; • Montage du BHA suivant le schéma du string en présence du tester man ; • Calibrage de toute la garniture durant la descente avec un calibre conv co nven enab ablle (u (un n cal alib ibre re de 2″ au minimum pour les tiges 3″ 3″½,
5″,5 ,5″″½, les drill-collars 4″ 4″3/4 et les tubings 2″ 2″7/8 et un calibre de 1″ 1″ au minimum pour les tiges 2″ 2″3/8 et les drill-collars 3″ 3″1/8) ;
Déroulement Déroule ment des opérations de DST
Vitesse de;descente lente et mentionnée dans les consignes suivant le •tester man •Remplissage BHA avec de l’eau l’eau et et test à 5000 psi (7000 psi pour les puits profond) en présence du tester man et superviseur du test ; •Remplissage avec tampon d’eau d’eau suivant suivant le programme du test ; •Une fois le remplissage terminé refaire un autre test en pression du string ; •Vérifier les niveaux des bacs à boue ( le volume de retour de boue durant la descente = Volume extérieur) ; •Eviter les arrêts brusques
Déroulement Déroulem ent des opérations de DST •Réduire la vitesse une fois arrivé au top liner ; •En cas d’encrage d’encrage accidentel accidentel du Packer, Les instructions à suivre en cas d’ancrage du Pac Packer ker ac accid cident entell elleme ement nt doi doitt êtr êtree men mentio tionné nnées es dans les consignes ; •Les pup-joint doit être toujours montés au-dessous d’une d’une longueur longueur DP ; •Montage équipements équipements de surface (Flow Head + Coflexips + Choke Manifold) ; •Test équipement de surface, les pressions de test des équipements de surface doivent être mentionnées ; •Ancrage Packer et test en pression à 300 psi.
Déroulement Déroule ment des opérations de DST
Test des équipements de surface de well testing : •Etablir un permis de travail et faire un safety meeting en balisant le périmètre du test ; •Assurer la fermeture de la Master Valve de la flow head et la swab valve •Avant; de connecter le flexible du pompage avec la kill-line de la flow head, nettoyer (flasher) les stands pipes avec de l’eau l’eau ; ; •Connecter le flexible et commencer à flasher les équipements de surface vers torche ; •Monter le bouchon de la ligne de torche et tester en pression à 500 psi ; •Purger la pression, enlever le bouchon et retester en pression à 1000 psi contre le manifold d’huile (où (où by by-p -pas asss sé sépa para rate teur ur po pour ur le less
séparateurs à manifold d’huile d’huile intégré). intégré).
Déroulement Déroulem ent des opérations de DST
•Purger la pression, enlever le bouchon et re-tester en pression à 1000 psi contre le manifold d’huile d’huile (où (où by-pass séparateur pour les séparateurs à manifold d’huile d’huile intégré). intégré). •Si le test ok, fermer les vannes Down Stream du chock manifold et purger la pression p ression de la ligne de séparateur vers torche, tester contre ces vannes à 3000 psi (pour les puits HP/HT ou les puits à conditions hostiles cette partie sera tester jusqu’à 5000 jusqu’à 5000 psi) ; •Fe Ferm rmer er vers les va vann nnes es Up Strcontre Strea eam m du cho ck manif man ifol old d et pu purégale rge gerr la pression torche, tester ceschock vannes à une pression à la pression de test des d es pipe-rams de BOP ; •Ut Utiili lise serr la po pom mpe sp spra rag g ou la po pom mpe de ci cim men enta tati tion on pou ourr le less pressions qui ne peuvent être atteintes par la pompe de forage,
pressions qui ne peuvent être atteintes par la pompe de forage,
Déroulement des opérations de DST
Ancra crage ge du Pack Packer er et test test étanc étanchéi héité té à 300 300 psi psi : An L’ancra ’ancrage ge du d u packer se déroule suivant les instructions du tester man, les packers fréquemment utilisés dans les trains DST sont des packers mécaniques avec ancrage par rotation, rot ation,
Montage slickline Montage unité slickline et test équipement, Montage unité d’azote, Test ligne d’azote, Pompage tampon d’azote,
Déroulement des opérations de DST
SEQUENCES DE DST Prédéb Prédébit it
(ouve (ouverture rture de la vanne vanne de fond pour 5 à
15 mn), Pression
vierge (Fermeture de la vanne de fond pour 60 à 90mn),
Dégorgement
du puits et prélèvement des échantillons toutes les 10 à 15 mn pour déterminer
le BSW .
Déroulement des opérations de DST
Comptage
des débits de fluides sur séparateur ( Condition que BSW< 1 %) Pression stable,
Prélèvement des échantillons PVT,
Fermeture
puits pour remontée de pressions.
Déroulement Déroule ment des opérations de DST
Com pta age sur sé sép para rate teur ur : Compt Le puits étant bien nettoyé (BSW inferieur à 1% sédiment) et avant d’entamer d’entamer le co com mpt ptag agee su surr sé sépa para rate teur ur,, s’assurer s’assurer qu que les conditions critiques sont respectées Pression aval duse / Pression amont duse < 66% pour l’huile Pression aval duse / Pression amont duse < 50% pour le gaz. L’objectif du du comptage dépend de la nature des fluides produits :
Déroulement des opérations de DST L’objectif du du comptage dépend de la nature des fluides produits : A) Production stable des hydrocarbures : si la pression en tête est stabilisée, passer sur séparateur et évaluer les débits des fluides, pour que le comptage soit représentatif la différentielle doit être stable. B) Production par bouchon d’huile (ou condensât) : le passage sur séparateur sépara teur dans dans ce cas a pour but de de compter compter le débit débit d’huile d’huile moyen moyen et si possible d’estimer le le débit du gaz en cas des paliers de stabilisation entre les bouchons C) Production de gaz et d’eau : On passe sur séparateur pour estimer le débit du gaz en cas de paliers de stabilisation et comptage de débit moyen d’eau D)
Production d’eau salée : Pas de comptage sur séparateur sépara teur..
Déroulement Déroule ment des opérations de DST
Déroulement des opérations de DST
Gradient de pressio ion n:
S’il n’y n’a pas pas de pro rod duction en surf rfaace, on fa faiit un gradient de pression en vue localiser le niveau statique du ld’avancement iquide à l’intérieur l’intérieur duel de eslle tm igen est, id esent tim eier r r leluesr v iuteid sses e et év évee nt ntue lem ent iden tif ifie flu fl ides produits, ce qui aide à la décision pour la suite de programme de test. Le principe d’une d’une opération opération gradient de pression est de descendre deux enregistreurs de pression (un enregistreur back up) avec le Slickline pour effectuer des
lectur lect ures es de pr pres essi sion on à de dess pa pali lier erss dé déte term rmin inés és.. On pe peut ut calculer les gradients de pression et les densités moyennes entre les paliers paliers.. Voir Voir l’exemple l’exemple suivant suivant :
Déroulement Déroulem ent des opérations de DST Gra radi dien entt de pr pres essi sion on :
N°
Profondeur
Pression
Gradient de
La densité moyenne
Paliers
(m)
(psi)
pression
SG
(psi/m) H
P
ΔP/ΔH
((ΔP x / (ΔH ))/1,4223)
1
4500
845
-
-
2
4400
667
1,78
1,25
3
4300
493
1,74
1,22
4
4200
318
1,75
1,23
5
4100
163
1,55
1,09
6
3900
20
0,72
0,50
7
3700
20
0,00
0,00
8
3300
18
0,01
0,00
9
2800
17
0,00
0,00
10
2500
17
0,00
0,00
11
1000
15
0,00
0,00
12
500
15
0,00
0,00
Le niveau statique entre 4100 et 3900 m
Déroulement Dérou lement des opérations de DST Gradient de pression Palier 1 2 3 4 5 6
Profondeur (m) 3950 3900 3850 3800 3750 3700
Pression (Psia) 470 367.5 285 218 150 83
Gradient de pression (psi/m) 2.05 1.65 1.34 1.36 1.34
Densité (SG) 1.44 1.16 0.94 0.96 0.94
7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
3650 3600 3500 3400 3200 3000 2500 2000 1500 1000 500 0
18.6 18 18 17.9 17.6 17.2 16.4 15.9 14.65 13.86 13.27 12.52
1.29 -
0.91 -
Observation : Le niveau statique est remonté de 3727 à 3652 m (75 m).
Déroulement Déroulem ent des opérations de DST Remontée de pression : Il est indispensable de noter ici, que le Build Up destiné à l’in l’ inte terpr rprét état atio ion n s’e s’exé xécu cute te directement à la suite d’un comptage à duse fixe et une pression en tête bien stabilisée, cela signifie qu’il ne faut jamais changer la duse (augmenter ou diminuer) à l’issue l’issue du du comptage. Après la fermeture fermeture garder une une pression suffisan suffisante te dans les tiges, comme contre pression sur la vanne, pour garantir la prochaine ouverture.
Déroulement des opérations de DST
Vérification de la fermeture de la vanne de fond : On utilise le Slickline pour la vérification des fermetures dans les cas suivantes : cas d’un souffle (nul, faible ou moyen) et en cas d’une prod produc ucti tion on fa faib ible le où on n’aura pas pas un unee gr graand ndee ch chut utee de pression après la fermeture. Si la pr prod oduc ucti tion on es estt fo fort rte, e, l’observation de l’évolution de la pression en tête après la fermeture nous indique indique la position de vanne. Il ne faut jamais hésiter à utiliser le Slickline en cas de doute pendant l’observation.. l’observation
Déroulement des opérations de DST
Vérification de la fermeture de la vanne de fond : On utilise le Slickline pour la vérification des fermetures dans les cas suivantes : cas d’un souffle (nul, faible ou moyen) et en cas d’une production faible où on n’aura pas une grande chute de pression après la ferm rme eture. Si la production est forte, l’observation de l’évolution de la pression en tête après la fermeture nous indique la position de vanne. Il ne faut jamais hésiter à utiliser le Slickline en cas de dout do ute e pe pend ndan antt l’observation. Durant les tentatives de la fermeture de la vanne de fond et en cas de Build Up après comptage sur séparateur : garder le chock manifold ouvert vers torche, garder la même dernière duse
fixe fi xe ut utililis isée ée,,
Déroulement des opérations de DST
Consignes pendant la fermeture :
•Fermer le puits au niveau du chocke manifold et ouvrir les Pipe-r Pipe -ram ams s; •Mettre le circuit de la boue vers le Trip Tank ; •Contrôler en permanence le niveau de l’annulaire durant le Build Up.
Déroulement des opérations de DST Ci Cirrcu cula lati tion on in inve vers rsee : Le pr prin inccip ipee de la ci circ rcul ulat atio ion n in inve vers rsee es estt d’ouvrir d’ouvrir la la vanne de circulation (ou By-pass Packer) de pomper la boue de forage de l’annulaire vers l’annulaire vers l’intérieur pour laetreprise pour du puits et le retour à l’état initial d’ d’overbalan overbalance. ce. Avant Avant de procéder à la circulation il faut d’abord purger l’intérieur purger l’intérieur vers vers torche et le remplir par l’eau par l’eau ou ou la boue.
Déroulement des opérations de DST
Remplis iss sage intérieur des tiges : L’utilisation de l’eau po pour le remplissage minimise la contamination, d’autre part part,, le re remp mpli liss ssag agee pa parr la bo boue ue of offr free un meilleur contrôle du puits. Différents cas peuvent se présenter : Puits productif de gaz sec : Le remplissage se fait par la boue. Puits productif d’huile ou condensât condensât : : En cas de circulation à travers By-pass Packer on utilise la boue. Si la circulation est à travers la vanne de circulation et la vanne de fond fermée, il est préférable de remplir l’intérieur par l’eau pour minimiser la contamination de la boue.
Puits productif productif d’eau d’eau : Le remplissage remplissage se fait par par l’eau.
Déroulement des opérations de DST Puits non productif : Si l’intérieur est totalement ou presque vide on peut utiliser la boue pour le remplissage. On note dans ce cas que le remplissage se fait avec une vanne de fond ouverte pour minimiser la différentielle sur le packer. N.B : Dans le cas d’une densité de boue inférieure ou égale à celle de l’eau le remplissage se fait toujours avec de la boue.
Déroulement des opérations de DST Cons igne ness po pour ur la Cir irccul ula ati tio on in inve vers rsee : Consig Géné Gé néra rale leme ment nt ce cett ttee op opér érat atio ion n se dé déro roul ulee co conf nfor orm mém émen entt au aux x instructions spécialiste instructions peuventles différer différer d’un d’un puits à un du autre, mais DST, on vacesdécrire ci-dessous consignes habituelles dans les deux cas : à travers la vanne de circulation et à travers le By-pass By- pass Packer.
Déroulement Déroulem ent des opérations de DST
Travers la vanne de circulation : •Organiser un Safety Meeting ; •Allumer la torche et purger la colonne vers torche ; •Essai des pompes de forage ; •Mesurer les niveaux des bacs à boue et mettre le totaliseur à 0 ; •Remplir Remplir l’intérieur l’intérieur des des tiges par de la boue ou l’eau l’eau (en (en cas de puits non productif, la vanne de fond doit être ouverte durant le remplissage) ; •Cyclé la vanne de fond pour qu’elle pour qu’elle soit soit fermée pendant la circulation inverse ; •Fermer les pipe-rams ;
•Circuler en inverse à travers la vanne de circulation, en prenant en considération les limitations de débit et de la pression données par le Tester man ;
Déroulement des opérations de DST Contrôler er la densité densité de la boue au niveau niveau du chock chock manifold manifold et •Contrôl dirigerr la boue traitable dirige traitable vers bac suivan suivantt les instru instructions ctions du Mud engineer ; •Arrêter de la circulation inverse si la boue est homogène ; •Observer le niveau dans l’annulaire l’annulaire pendant pendant 15 mn ; •Fermer la Master valve et flasher les lignes de surface avec de l’eau vers l’eau vers torche ; •Démonter équipements équipements de surface (flowhead ( flowhead et coflex) ; •Dé Désa sanc ncre rerr le Pa Pack cker er et ob obse serv rver er le ni nive veau au st stat atiq ique ue du pu puit itss pendant 15mn ;
•Fa Fair ire e une une ci circ rcul ulat atio ion n dire direct cte, e, s’il y a nécessité ;
Déroulement Déroulem ent des opérations de DST
A travers le By-pass Packer : •Organiser un Safety Meeting ; •Allumer la torche et purger la colonne vers torche ; •Essayer les pompes de forage ; •Mesurer les niveaux de bacs à boue et mettre le totaliseur à 0 ; •Remplir Remplir l’intérieur l’intérieur des des tiges par de la boue ou l’eau l’eau (en (en cas du puits non productif, la vanne de fond doit être ouverte durant le remplissage) ; •Cyclé le vanne de fond pour qu’elle soit soit ver verrou rouil illée lée ou ouver verte te pendant la circulation ; •Ou Ouvr vrir ir le less pi pipe pe-r -ram amss et di dimi minu nuer er la pr pres essi sion on de fe ferm rmet etur uree de
l Hydrill ; •Remonter la garniture pour ouvrir le Sleep joint ;
Déroulement Dérou lement des opérations de DST
•Fermer Fermer l’ l’Hydrill Hydrill et pressuriser l’annulaire pressuriser l’annulaire par par 300 psi ; •Continuer à remonter et s’assurer de de l’ouverture l’ouverture du du by-pass à travers l’observation de l’observation de la chute de pression dans l’annulaire l’annulaire (pendant (pendant cette
opération, faire attention au désancrage du Packer) ; •Circuler en inverse à travers la vanne de circulation, en prenant en considération les limitations de débit et de la pression données par le Tester man ; •Contrô Contrôler ler la densité densité de boue au niveau niveau du chock chock manifold manifold et diriger diriger la boue traitable vers bac suivant les instructions du Mud engineer ; •Arrêter de la circulation inverse si la boue b oue est homogène ;
••Observer niveauvalve dans et l’annulaire pendant l’annulaire pendant 15 surface mn ; avec de l’eau Fermer lale Master flasher les lignes de vers torche ; •Démonter équipements équipements de surface (flowhead et coflex) ; •Désancrer le Packer et observer le niveau statique du puits pendant 15mn ; •Faire une circulation directe, s’il s’il y y a nécessité ;
Déroulement Déro ulement des opérations de DST Désa Désanc ncra rage ge du Pa Pack cker er •Désancrage Packer selon les instructions instruc tions du Spécialiste DST ; •Après le désancrage du packer, redescendre la garniture pour confirmer que le packer est effectivement désancré ; •Faire un flow check de 15 minutes ; •Remonter le train de test.
Déroulement Dérou lement des opérations de DST
Remontée train DST :
•Re Rem monté téee le less pre rem miè ière ress ti tig ges le len nte tem men entt po pou ur év évit iteer l`e `efffet de pistonnage ; •La table de rotation doit rester bloquée jusqu’à bloquée jusqu’à l’arrivée l’arrivée en en surface de la BHA ; •Démontag Démontagee de la BHA selon les instructions du superviseur DST ; •Le collier de sécurité (safety clamp) doit être impérativement placé sur toutes pièces de la BHA posées sur cales lorsque l’élévateur est déconnecté ;
•Attention au risque de pression piégée dans les outils DST ; •Les cales doivent être retirées à chaque outil durant la remontée.
Déroulement des opérations de DST Vérification des ascii files et du diagramme de test: Après le démontage des gauges de fond et le chargement des data de fond, le superviseu superviseurr doit vérifier vérifier les données données enregistrée enregistréess en se basant sur les les points : •Vérifier en têtesuivants des fichiers ainsi que le numéro de série des gauges ; •Vérifier le timing dans les ascii files qui doit être correct et sans discontinuité ; •Lire les valeurs atmosphériques (pression et température) qui doivent être logiques ; •Calculer la densité après la lecture de la pression hydrostatique initiale
et finale et la comparer à la densité densi té de service ;
Déroulement des opérations de DST •Lire les valeurs de la pression initiale et finale de chaque débit (IFP et FFP) ; •Lire la pression vierge (ISIP) et la pression atteinte par chaque remontée (FSIP) ; •En cas d’anomalie d’anomalie dans dans les points précédents, informer la base HMD immédiatement. •Tracer le diagramme des pressions de fond pour les trois gauges de pressions, comparer (d’autre (d’autre anomalies anomalies peuvent apparaitre) et choisir seulement deux à communiquer. communiquer.
8 – Résultats Résultats de DST DST,,
Diagramme de pression de fond
DIAGRAM
Diagramme de pression de fond
Diagramme Diagramm e de pression de fond 5000
4500
4000
3500
3000 i s p , o
n
2500 is s e P
r
2000
1500
1000
500
0 0
10
20
30
40
50
60
Temps, hrs
D IA IA G R A M MM ME D E P R E S S I ON ON D DE E F O ND ND D U P UI UI TS TS : X
12000
10000
8000
6000
4000
2000
D S TT -&
70
80
90
100
0 0
20
40
60
80
100
120
140
160
18 0
Déroulement des opérations de DST LECTURE DE PRESSION DE FOND
Observations
Enregistreur : **** #87 #8784 84 à X m
Pression Hydrostatique initiale (Psi) Prédébit (Psi) Pression vierge (Psi) 1er Débit (Psi)
IHP
7984
IFP
5200
FFP
5205
ISIP
5320
IFP
5185
FFP
515
1er Build Up (Psi)
FSIP
1318
Pression Hydrostatique finale (Psi)
FHP
8022
Avec 3500 psi d’azote
Après évacuation d’azote
9 – Statut Statut de puits,
STATUT DE PUITS Test DST
Puits Productif
Complétion
Abandon Provisoire
Puits non productif
Abandon Définitif
Complétion et Abandon SCHEMA D’ABANDON PROVISOIRE DU PUITS
Complétion et Abandon SCHEMA D’ABANDON PROVISOIRE DU PUITS
Complétion et Abandon
MERCI POUR VOTRE ATTENTION
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