Gas Lift

RECUPERATION ASSISTEE PAR ‘GAS-LIFT’

Edition 2 - Septembre 2001

SOMMAIRE 1

GRADIENTS DE PRESSION ET COURBES DE PERFORMANCES DES TUBINGS .....................7

1.1

INTRODUCTION AUX PERTES DE CHARGE..................................................................................7

1.2 1.2.1 1.2.2 1.3 1.3.1 1.3.2 1.3.3

PERFORMANCES DU RESERVOIR .................................................................................................8 Indice de productivité ..........................................................................................................................8 IPR et débit maximum.........................................................................................................................9 PERFORMANCES DU PUITS (OUTFLOW PERFORMANCES) ....................................................12 Courbes de gradient de pression en écoulement di-phasique .........................................................12 Analyse nodale..................................................................................................................................14 Représentation graphique d’un puits ................................................................................................16

2

INTRODUCTION AU GAS-LIFT.......................................................................................................18

2.1 2.1.1 2.1.2 2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4

PRINCIPES DU GAS-LIFT ET APPLICATIONS .............................................................................18 Principes ...........................................................................................................................................18 Applications du gas-lift ......................................................................................................................20 LES PRINCIPAUX PARAMETRES DU GAS-LIFT..........................................................................20 Pression en tête de puits (Well head pressure) ................................................................................20 Pression du gaz injecté .....................................................................................................................20 Profondeur de l’injection du gaz........................................................................................................21 IP important et effet de peau (high PI and Skin effect) .....................................................................21 CARACTERISTIQUES, AVANTAGES ET LIMITES DU GAS-LIFT ...............................................21 Caractéristiques ................................................................................................................................21 Avantages .........................................................................................................................................21 Les limites du gas-lift.........................................................................................................................22 Comparaison entre le gas-lift et les autres techniques d'activation..................................................23

3

LES EQUIPEMENTS DE FOND DU "GAS-LIFT" ...........................................................................25

3.1

LES VANNES DE GAS-LIFT, LEURS FONCTIONS ET LEURS PRINCIPES ...............................25

3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.4 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.4.4 3.5 3.5.1 3.5.2 3.5.3 3.6

LES VANNES OPEREES PAR LA PRESSION DU CASING (COV) ..............................................26 Mécanisme de la vanne ....................................................................................................................26 Forces quand la vanne COV est fermée...........................................................................................27 Forces quand la vanne COV est ouverte..........................................................................................28 La plage d'ouverture ou "fourchette" (Spread)..................................................................................29 LES VANNES OPEREES PAR LA PRESSION DU TUBING (TOV) ..............................................30 Mécanisme de la vanne ....................................................................................................................30 Forces quand la TOV est fermée......................................................................................................31 Forces quand la TOV est ouverte .....................................................................................................32 Plage d’ouverture ou "fourchette" (Spread) ......................................................................................33 AUTRES VANNES ...........................................................................................................................33 Les vannes à réponse proportionnelle..............................................................................................33 Les vannes balancées ......................................................................................................................33 Les ‘pilot valves’ ................................................................................................................................33 Les vannes pour production par le casing ........................................................................................34 TARAGE DES VANNES EN ATELIER ............................................................................................34 Objectifs du tarage ............................................................................................................................34 Tarage des vannes ‘casing operated’ ...............................................................................................34 Tarage des vannes ‘tubing operated’................................................................................................36 LES MANDRINS A POCHE .............................................................................................................37

3.7

LES VANNES DE SECURITE DE SUB-SURFACE ........................................................................37

3.8

LES PACKERS.................................................................................................................................37

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

2/2

3.9 3.9.1 3.9.2 3.9.2.1

LES COMPLETIONS GAS-LIFT ......................................................................................................37 Complétions pour gas-lift direct ........................................................................................................38 Gas-lift inverse (Inverse gas-lift) .......................................................................................................38 Tubing concentrique (Concentric tubing string) ................................................................................38

3.9.2.2

Gas-lift avec production dans le casing ............................................................................................38

3.9.3 3.9.4

Gas-lift double ...................................................................................................................................39 Le gas-lift parallèle (parallel gas-lift) .................................................................................................39

4

CONCEPTION D’UNE INSTALLATION DE GAS-LIFT...................................................................40

4.1

COLLECTION DES DONNEES .......................................................................................................40

4.2

LE POSITIONNEMENT DES MANDRINS A POCHE POUR LES COV ‘CASING OPERATED VALVES’ ...........................................................................................................................................41

4.3

LE POSITIONNEMENT DES MANDRINS A POCHE POUR LES TOV ‘TUBING OPERATED VALVES’ ...........................................................................................................................................47

4.4

SELECTION DES VANNES .............................................................................................................51

4.5

LA CONCEPTION ASSISTEE PAR ORDINATEUR........................................................................52

5

LES SYSTEMES DE GAS-LIFT PARTICULIERS ...........................................................................54

5.1

LE GAS-LIFT EN CIRCUIT FERME (CLOSED-CIRCUIT GAS-LIFT) ............................................54

5.2

LE GAS-LIFT AVEC GAZ A HAUTE PRESSION (HIGH PRESSURE GAS LIFT).........................54

5.3

LE GAS-LIFT AVEC IP ÉLEVÉS (HIGH PRODUCTION INDEX) ...................................................54

5.4 5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.5 5.5.1 5.5.2 5.5.3 5.5.4 5.5.5

GAS-LIFT DOUBLE .........................................................................................................................55 Design d’un puits avec gas-lift double ..............................................................................................55 Les limites du gas-lift double.............................................................................................................56 Gas-lift double avec gas HP disponible ............................................................................................56 LE GAS-LIFT INTERMITTENT ........................................................................................................56 Considérations générales .................................................................................................................56 Les équipements...............................................................................................................................57 Conception et calculs ........................................................................................................................57 Les chambres....................................................................................................................................58 Les ‘plungers’ ....................................................................................................................................58

6

LES OPERATIONS DE SURFACE DU GAS-LIFT ..........................................................................59

6.1 6.1.1 6.1.1.1

ANALYSE D’UNE OPERATION GAS-LIFT.....................................................................................59 Installation avec gas-lift continu ........................................................................................................59 Méthodes à utiliser pour analyser une installation de gas-lift ...........................................................59

6.1.1.2

Les données de surface....................................................................................................................59

6.1.1.3

Les mesures de sub surface.............................................................................................................60

6.1.2 6.1.2.1

Installation de gas-lift intermittent .....................................................................................................61 Les types de contrôleurs de surface .................................................................................................61

6.2 6.2.1 6.2.2 6.2.3 6.3 6.3.1 6.3.2

PROCEDURES DE DEMARRAGE ET RECOMMANDATIONS .....................................................62 Précautions générales et phase de décharge du puits.....................................................................62 Démarrage d’une installation de gas-lift continu...............................................................................62 Démarrage d’installation de gas-lift intermittent................................................................................63 DETECTION DE PANNES ...............................................................................................................63 Gas-lift continu ..................................................................................................................................63 Gas-lift intermittent ............................................................................................................................64

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3/3

LISTE DES ANNEXES

ANNEXE 1

:

TABLE DE CONVERSION DES UNITES DE MESURES

66

ANNEXE 2

:

LES SYMBOLES

67

ANNEXE 3

:

GLOSSAIRE

71

ANNEXE 4

:

FORME TYPE POUR LA COLLECTION DES DONNEES (DATA SHEET)

73

ANNEXE 5

:

PHYSIQUE DES GAZ ET DES LIQUIDES

74

ANNEXE 6

:

COMPARAISON DES MODES D’ACTIVATION

85

ANNEXE 7

:

COURBES D'IPR GENERALISEES

86

ANNEXE 8

:

COURBES DE GRADIENTS

87

ANNEXE 9

:

CONCEPTION GRAPHIQUE POUR UN PUITS EN GAS-LIFT CONTINU AVEC VANNES CASING OPERATED

105

CONCEPTION GRAPHIQUE POUR UN PUITS EN GAS-LIFT CONTINU AVEC VANNES TUBING OPERATED

113

ANNEXE 10

:

ANNEXE 11

:

GAS-LIFT INTERMITTENT

119

ANNEXE 12

:

DESSINS DE COMPLETION GAS-LIFT

122

ANNEXE 13

:

CONCEPTION GAS-LIFT ASSISTEE PAR ORDINATEUR

130

ANNEXE 14

:

RECHERCHE DE PANNES GRAPHES DE GAS-LIFT PERMANENT

145

ANNEXE 15

:

RECHERCHE DE PANNES GRAPHES DE GAS-LIFT INTERMITTENT

149

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4/4

RECUPERATION ASSISTEE PAR ‘GAS-LIFT’ Dans le passé, les méthodes de récupération assistée étaient rarement prises en compte dès le début du développement d’un champ. Il y avait une frontière bien définie entre la phase de déplétion naturelle et la phase avec récupération assistée. De nos jours, il est devenu rare d’avoir à développer des champs géants à haut indice de productivité et ce sont plutôt des champs complexes aux réserves marginales qui sont mis en production. Il est donc impératif de prévoir un soutirage artificiel dès le début du schéma de développement d’un champ. Pour cela, il existe cinq méthodes principales de soutirage artificiel : −

le ‘gas-lift’,

−

les pompes électriques submersibles (Electric Submersible Pumping - ESP),

−

le pompage hydraulique de fond (Downhole hydraulic pumping),

−

le pompage aux tiges (Sucker rod pumping),

−

les pompes à cavités progressant (Progressive cavity pumping - PCP).

Le gas-lift est un moyen d’activation de puits au principe très simple. L’effet de soutirage est obtenu en injectant du gaz au bas de la colonne du fluide produit. Ce gaz qui réduit la densité de la colonne de fluide dans le tubing, nécessite un conduit de la surface jusqu’au point d’injection. Ce conduit peut être un petit tube concentrique au tubing, un tube parallèle ou l’annulaire entre le tubing et le casing. Une autre manière de définir le gas-lift est de le considérer comme un moyen d’amener de l’énergie en fond de puits et de le transmettre au fluide produit pour faciliter sa montée vers la surface. Le gaz peut être injecté en continu ou par bouchons à fort débit. Cette dernière méthode appelée ‘gas-lift intermittent’ est particulièrement adaptée aux réservoirs fortement déplétés ou à faible productivité. Le gas-lift est utilisé pour : −

augmenter la production des puits éruptifs,

−

produire des puits qui ne produisent pas naturellement,

−

démarrer des puits morts (kick off dead wells),

−

nettoyer des puits injecteurs (back flush injection wells).

La grosse amélioration des techniques de gas-lift apparut avec la mise au point des premières vannes de décharge (unloading valves) vers 1930. Ces vannes sont utilisées lorsque la pression du gaz d’injection n’est pas assez forte pour amener le gaz à une profondeur suffisante. Le positionnement de ces vannes dans la complétion et leur tarage sont des étapes très importantes de la conception d’une installation de gas-lift. Ce positionnement est définitif et toute modification nécessite une reprise (work over) coûteuse. Ce sera le cas, par exemple, si le premier mandrin est placé trop bas et rend le démarrage difficile voire impossible. De même, un positionnement trop haut du dernier mandrin réduit fortement la production du puits.

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5/5

Par contre, le tarage des vannes est facile à modifier si les vannes sont récupérables au câble (wireline retrievable), ce qui est souvent le cas. Une erreur de tarage peut se traduire par une perte de production et il importe de la détecter rapidement. L'arrivée des ordinateurs et des puissants logiciels a énormément facilité la conception d'une installation gas-lift tout en offrant des résultats plus précis. Toutefois, l'ingénieur désirant utiliser ce genre de matériel doit auparavant se former en passant par les étapes fastidieuses de la conception manuelle afin d’être capables d’apprécier l'exactitude des résultats après avoir saisi des données exactes. A propos du contenu du cours : Trois objectifs ont été fixés durant la préparation de ce cours : 1) Expliquer le fonctionnement du gas-lift et mettre en évidence l’importance de certains paramètres tels que la quantité de gaz injecté, la pression en tête de puits, … , 2) Décrire les équipements et les complétions du gaz lift, 3) Utiliser les calculs manuels en les illustrant par des exemples et introduire les calculs informatisés. La compréhension des principes du gas-lift passe par un rappel de quelques bases de l’ingénierie des réservoirs et des lois physiques des gaz. Ces sujets sont couverts au chapitre 1. Les termes anglais n’ont pas été systématiquement traduits et certains sont donnés en italique.

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6/6

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GRADIENTS DE PRESSION ET COURBES DE PERFORMANCES DES TUBINGS 1.1

INTRODUCTION AUX PERTES DE CHARGE Quand un puits produit, l’effluent entre dans le puits à sa pression d’écoulement de fond de puits (reservoir bottom hole flowing pressure - Pwf) et atteint la surface à sa pression de tête de puits (wellhead flowing pressure - Pwhf). Durant ce parcours qui atteint en général plusieurs kilomètres, de l’énergie est perdue sous forme de pertes de charge. Ces pertes de charge sont la somme de deux facteurs : −

des pertes par friction de l’effluent sur les parois du tubing,

−

le poids hydrostatique de l’effluent (gaz, eau et huile) dans le tubing.

Le gas-lift permet d’augmenter la production d’un puits en réduisant les pertes de charge totales en injectant du gaz dans le tubing à un endroit le plus profond possible. Ceci aura deux effets opposés : −

l'augmentation des pertes par friction (effet négatif),

−

la diminution du poids de la colonne (effet positif).

La Figure 1.1 : Pertes de charge montre les pertes de charge dans un tubing produisant à un débit constant de 200 m3 / jour. Avant d’injecter du gaz, les pertes totales étaient de 140 bars (point A : Qgaz = 0, Pertes = 140 bars). Le puits produisait naturellement et les pertes étaient principalement hydrostatiques (130 bars) avec seulement 10 bars de pertes par friction. En injectant 20 000 m3 / jour de gaz, les pertes totales sont ramenées à seulement 60 bars grâce à l’importante diminution du poids de colonne (les pertes hydrostatiques chutent de 130 à 43 bars) et malgré l'augmentation des pertes par friction (10 à 17 bars). 160 point A

140 hydrostatic pressure losses

pressure losses (bar)

120 total losses

100

friction pressure losses

80 60

54

OPTIMUM GLR

40 20 point B

0 0

20

28

40

60

80

100

120

140

gas injection rate (1000 sm3/ day)

Figure 1.1 : Pertes de charge

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Avec un débit de 28 000 m3 / jour (point B) de gaz injecté, la valeur minimale de la courbe est atteinte. Ceci signifie que les pertes vont commencer à croître si l’on continue à augmenter le débit d’injection du gaz. Ce point est appelé “GLR optimum” où le puits produit au débit maximum de la complétion installée. La moindre augmentation du débit de gaz aura deux effets négatifs : moins de production d’huile et gaspillage de gaz. Le système a atteint un point où le tubing ne peut plus évacuer ce que le réservoir peut produire. Pour aller au-delà de ce débit maximum, nous devons mettre en place un tubing plus gros. Il est aussi important de se souvenir que l’injection de gros volumes de gaz est un problème pour les lignes et les installations de surface. Ce gaz doit être transporté vers la station et doit être séparé. Il ajoute donc des pertes de charges dans les pipes lines qui peuvent perturber des puits producteurs voisins. De plus, quand le volume de gaz disponible sur un champ est limité, il faut le partager judicieusement entre tous les puits afin de produire le maximum d’huile. Tous les puits ne seront pas réglés à leur ‘’GLR optimum’’ mais à leur ‘’GLR économique’’. Outre les pertes de charge du tubing, une partie de la pression du réservoir est perdue dans le réservoir lui-même. Cette perte appelée “la chute de pression’’ ou ‘’delta P’’ (pressure draw-down) est la différence entre la pression statique du réservoir (static reservoir pressure - Pr) et la pression en écoulement (bottom hole flowing pressure - Pwf). Ainsi, les performances d’un puits peuvent être scindées en deux horizons. Un premier horizon qui ne dépend que du réservoir qui est nommé ‘’performances internes’’ (well inflow performances). Un second qui dépend du profil du puits, les ‘’performances externes’’ (well outflow performances). Le but des deux chapitres suivants est d'approcher les méthodes disponibles pour prédire ces performances.

1.2

PERFORMANCES DU RESERVOIR

1.2.1

Indice de productivité L’indice de productivité d’un puits (IP) (productivity index - PI) est défini comme étant le nombre de barils de liquide qui peut être produit pour une valeur donnée de ‘’draw-down’’ sur le réservoir. Les unités usuelles sont des ‘barils par jour par psi’ ou des ‘m3 par heure par bar’. La formule générale est :

PI = Où :

Qliq Pr − Pwf

Qliq est le débit liquide produit Pr est la pression statique du réservoir Pwf est la pression de fond en débit Pr – Pwf est le “draw-down” sur la formation

Exemple : Un puits produit 25 m3 de liquide / heure avec 200 bars de pression de fond en écoulement. La pression du réservoir est de 300 bars. Quel est l’IP de ce puits ? IP = 25 / ( 300 – 200) = 0,25 m3 / heure / bar Pour augmenter la production d’un réservoir, il existe quelques actions possibles. Une d’entre elles est de baisser la pression d’écoulement au fond du puits, Pwf. C’est ce que le gas-lift essaie de faire.

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1.2.2

IPR et débit maximum L'indice de productivité comme présenté au paragraphe précédent semble indépendant du ‘draw-down’. Dans la plupart des puits, c’est rarement le cas, à l’exception parfois d’une petite plage dans les faibles ‘draw-down’. Tant que le pétrole est produit seul sans gaz ni eau, l’IP sera pratiquement indépendant du ‘draw-down’ et la formule du §.1.2.1 reste applicable. L’IP sera affecté si de l’eau est produite ou si la pression dans la formation est inférieure au point de bulle de l’huile du réservoir. La saturation en gaz dans le réservoir, en réduisant la perméabilité à l’huile et l’augmentation de la viscosité de l’huile conduiront à une réduction de l’IP. Il sera encore fortement réduit aux grands débits à cause des turbulences qui se produiront à l'approche du puits. Guilbert fut le premier à mettre en évidence cette relation entre les performances d’un réservoir et sa pression de fond en débit. Il traça des courbes d’IPR (Inflow Performance Relationship) en utilisant des mesures de test. Une méthode généralisée pour estimer la productivité d’un réservoir a été proposée par J.V. Vogel. Il a écrit l’équation suivante :

Ql Pwf Pwf 2 =1.0−0.2 −0.8  Qmax Pr  Pr  Où :

Ql est le débit actuel du puits Qmax est le débit maximum avec une pression nulle au fond en écoulement (zero bottom hole flowing pressure) Pwf est la pression de fond en écoulement (bottom hole flowing pressure) Pr est la pression du réservoir (static reservoir pressure)

A partir de cette équation, Vogel a développé une courbe de référence (Figure 1.2). Elle passe par les points (1.0) de l’axe des ‘X’ et (0.1) de l’axe des ‘Y’. La courbe est une relation ‘’pression – débit’’ pour toute valeur de la pression de fond en écoulement mais avec une pression statique de réservoir (reservoir static pressure Pr) constante dans le temps. Pour prendre en considération le déclin de la pression statique du réservoir, une famille de courbes d’IP doit être utilisée (Annexe 7). 1 0,9 0,8 0,7

Pwf / Pr

0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

Qliq/ Qmax

Figure 1.2 : Vogel IPR reference curve RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

9/9

En utilisant la courbe d’IPR de Vogel, Il est possible de calculer le débit maximum que le réservoir peut produire. Il correspond à une pression de fond d’écoulement nulle (Pwf = 0). A ce point, le draw-down sur la formation est maximum et est égal à la pression statique du réservoir Pr. Sur la courbe, c’est le point (x=1, y=0). Cette valeur est théorique et ne peut jamais être atteinte. Vogel illustra sa parution à l’aide du problème suivant : Enoncé Un puits a été testé à 65 BOPD avec une pression d’écoulement au fond de 1500 psi dans un réservoir dont la pression statique au fond (shut-in bottom hole pressure = static bottom hole pressure) est de 2000 psi. 1) Déterminer le débit maximum (avec un draw-down de 100 %). 2) Quel serait le débit si une récupération assistée faisait baisser la pression d’écoulement au fond à 500 psi ? Solution 1)

La valeur de 2000 psi représente la pression réservoir maximale, Pr. Le ratio sur l’axe des ‘Y’ est : Pwf / Pr = 1500 : 2000 = 0.75

Ce point est noté ‘A’ sur la Figure 1.3. De ce point, tirer une ligne vers la courbe de Vogel. Tirer une autre ligne verticale depuis la courbe vers l’axe des ‘X’ afin de trouver le ratio de production. La lecture est de 0.4 (point B). Ceci signifie que lorsque la pression d’écoulement au fond est égale à 75 % de la pression statique, le débit équivaut à 40 % du débit maximum. Ce débit (Qliq) était de 65 BOPD et il est possible de calculer le débit maximum (Qmax) avec un draw-down de 100 %. Qmax = 65 * 100 / 40 = 162 BOPD 1 0,9

point A 0,8 0,7

Pwf / Pr

0,6 0,5 0,4

point X

0,3 0,2 0,1

point B

point Y

0 0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

Qliq/ Qmax

Figure 1.3 : Vogel IPR reference curve

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2)

Nous réduisons à présent la pression d’écoulement au fond à 500 psi. Sur l’axe des ‘Y’, le ratio devient : Pwf / Pr = 500 : 2000 = 0.25

Tracer une ligne depuis le point 0,25 (appelé ‘X’) vers la courbe de référence de Vogel puis une deuxième depuis la courbe vers l’axe des ‘X’ où nous lisons un ratio de 0.84 (appelé ‘Y’) qui est 84 % du débit maximum possible. Ainsi, le débit en surface pour une pression d’écoulement au fond de 500 psi est : Qliq = 162 * 0.84 = 136 BOPD Quand la pression statique du réservoir est constante, la courbe de Vogel peut être utilisée en reportant directement les débits sur l’axe des ‘X’ et les pressions sur l’axe des ‘Y’ à la place des valeurs sans dimensions. La courbe de la Figure 1.4 est une illustration de l’exemple ci-dessus. Nous connaissons Q max (162 bbls quand Pwf = 0) et Pr (2000 psi). Pour notre exemple, il est alors possible de trouver le débit lorsque la pression d’écoulement au fond est de 500 psi sans calcul additionnel. On trouve 136 bbls. 2000

1750

1500

Pr=2000psi

Pwf

1250

1000

750

500

250

0 0

20

40

60

80

100

Qliq

120

140

136

160

180

200

Figure 1.4 IPR curve for Pr = constant

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1.3

PERFORMANCES DU PUITS (OUTFLOW PERFORMANCES)

1.3.1

Courbes de gradient de pression en écoulement di-phasique Un des problèmes majeurs rencontrés lors de la conception d'une installation de gas-lift est le calcul de la pression en écoulement à une cote donnée du puits. Ce calcul fait intervenir de nombreux facteurs souvent complexes et mal maîtrisés. Depuis près de 90 ans, de gros efforts ont été déployés par les scientifiques pour prédire ces performances. Le premier article sur le sujet est signé par "Davis" et "Weidner" et date de 1914. Les corrélations qui sont développées tentent de prédire la pression à une cote donnée dans un puits produisant en multiphasique (mélange d'huile, de gaz et d'eau) en tenant compte de toutes les caractéristiques du tubing et des facteurs affectant le flot. Les résultats étaient très aléatoires. Les corrélations de Orkiszewski écrites en 1965 furent l'une des premières à fournir une précision acceptable. Ce physicien reconnut que les solutions des équations diphasiques dépendent des régimes d'écoulement. Il définit quatre types d'écoulement : ‘à bulles (bubble)’, ‘par bouchons (slug)’, ‘transitoire (transition)’ et ‘brouillard (annular mist)’ (voir Figure 1.5 : Flow regimes categories).

bubble flow

slug flow

transition

annular mist

Figure 1.5 : Flow regimes categories

−

Bubble flow : Le gaz est sous forme de petites bulles et la proportion de gaz libre est faible. Le tubing est presque complètement plein. Le liquide remonte dans le puits à une vitesse pratiquement constante et la phase gazeuse a peu d’influence sur le gradient de pression.

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−

Slug flow : Le flot de gaz est plus prononcé. La phase liquide est toujours continue mais à présent, les bulles de gaz sont stables et de la taille du diamètre du tubing. Elles sont séparées par des bouchons de liquide. La vitesse du gaz est plus élevée que celle de l’huile. Les deux phases, liquide et gaz, ont une influence significative sur le gradient de pression.

−

Transition flow : C’est dans ce type de flot qu’apparaît le passage d’une phase liquide continue à une phase gazeuse continue. Une quantité significative de liquide est entraînée par la phase gaz qui est devenue prédominante.

−

Annular-mist flow : La phase gaz est continue. La majeure partie du liquide est entraînée et est portée par la phase gaz. Un film de liquide tapisse la paroi du tubage mais son effet est secondaire. La phase gaz est le facteur prédominant.

−

Parmi les corrélations réputées, citons celles de : −

DUNS & ROS

−

BEGGS & BRILL

−

AZIZ, GOVIER ET FOGARAZI

−

POETTMAN & CARPENTER

−

HAGERDORN & BROWN

Les limitations des courbes de gradients de pression : Les courbes de gradients de pression restent fiables tant qu’aucune de leurs limites n’est atteinte. Ainsi, il n’existe toujours pas de logiciels capables de calculer correctement des pertes de charges lorsque le fluide est émulsionné. De même, la totalité de l’intérieur du tubing doit être disponible pour l’écoulement du fluide et les dépôts faussent les calculs. Le flot doit être relativement stable sans bouchons importants, ni fortes variations de pression. Les perforations ne doivent pas être noyées. Le puits doit être vertical car la plupart des corrélations ne tiennent pas compte de la déviation. Si les profondeurs forées (drilled depth) sont utilisées, les pressions seront trop fortes tandis que l’usage des profondeurs verticales (vertical depth) donnent des pressions trop faibles. De complexes équations mathématiques ont été utilisées pour tracer des livres entiers de courbes de gradients donnant la pression en fonction de la profondeur pour des GLR donnés. Chaque page de ces livres volumineux correspond à des conditions de puits bien spécifiques, principalement la taille du tubing, le WOR et le débit. Chaque fois qu’un de ces paramètres change, une nouvelle page est à rechercher. D’autres paramètres tels que les densités de l’huile, de l’eau et du gaz sont constants pour le livre entier, ce qui n’est pas toujours très précis. Certaines corrélations sont plus précises dans certaines conditions telles qu’une importante concentration en eau, un tubing de faible diamètre, … Le concepteur devra déterminer par expérience la corrélation la mieux adaptée au champ à développer. Les mesures en fond de puits et les tests de production lui seront un outil précieux. Toutes les courbes de gradients d’un recueil sont pour la même pression d’écoulement en tête (wellhead flowing pressure - Pwhf), souvent zéro, parfois 50 psi. Si la pression en tête d’un puits n’est pas celle du livre, un changement d’axe est nécessaire.

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13/13

Des exemples de courbes de gradients sont donnés en annexe 8 avec la méthode pour effectuer le changement d’axe. Ces pages de courbes se limitent à des GLR inférieurs ou égaux au GLR optimum. Si l’on se reporte à la Figure 1.1, on positionne le GLR optimum au minimum de la courbe “pertes de charges en fonction du débit de gaz injecté”. Tout GLR supérieur à l’optimum est sans intérêt et doit être proscrit car il réduit la productivité du puits et gaspille du gaz. De nos jours, les calculs faits par les ordinateurs ont l’avantage d’être précis car les paramètres entrés dans le programme sont exactement ceux de l’étude en cours. Leur emploi est très pratique car ils évitent d’avoir des recueils de courbes volumineux et permettent de faire des études de sensibilité. Enfin, ils tiennent compte des tests de puits et les comparent aux courbes afin de proposer la corrélation la mieux adaptée. 1.3.2

Analyse nodale Les performances "internes et externes" du réservoir (Inflow and outflow performances) sont gouvernées par leurs propres lois physiques mais doivent avoir la même valeur en un point situé au fond de puits. Ceci est l'application de la "loi des nœuds" qui veut que tout ce qui entre dans le nœud est égal à ce qui en sort (inflow = outflow). Ainsi, un point particulier est choisi au droit des perforations où à l’aide d’une méthode graphique, on trouve la pression et le débit en ce point. Il suffit de tracer sur le même graphique, la réponse du réservoir (voir § 1.2.2, les courbes d’IP suivant Vogel) et la réponse du tubing (voir § 1.3.1, les courbes de gradients). Ces deux courbes se coupent en un point qui sera le point de fonctionnement du puits, couplage particulier d’un réservoir et d’une complétion. La 2000 1750

INFLOW

4" 1/2 tubing

1500

OUTFLOW

Pwf

1250

5" 1/2 tubing

1000 750 500

OPERATING POINTS

250 0 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Qoil

Figure 1.6 : Nodal analysis : inflow + outflow performances montre un puits pour lequel la taille du tubing doit être choisie. Deux tailles sont proposées, 4” ½ ou 5” ½. La réponse du réservoir (courbe rouge) est indépendante de la taille du tubing. En ordonnées apparaît Pwf, la pression fond en écoulement. Le comportement des tubings 4"! ou 5"! est lui aussi fonction du débit. En ordonnées, nous avons toujours une pression mais qui est l'addition des pertes de charge (frottement et poids de colonne) et de la pression de tête.

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14/14

2000

On voit que 250 bopd (barrels of oil per day) peuvent être gagnés en sélectionnant une complétion 5” ½. Ce résultat est ensuite à intégrer à l’étude économique. 2000 1750 INFLOW

4" 1/2 tubing

1500

OUTFLOW

Pwf

1250

5" 1/2 tubing

1000 750 500

OPERATING POINTS

250 0 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

Qoil

Figure 1.6 : Nodal analysis : inflow + outflow performances La même analyse nodale est à faire en surface où un deuxième nœud particulier se trouve au niveau de l’arbre de Noël. Une première courbe sera la réponse de l’amont (réservoir + tubing) ou réponse du puits, tandis qu’une deuxième courbe sera la réponse de l’aval ou réponse de la surface (pipe + séparateur). Les points d’intersection des courbes de la Figure 1.7 : Analyse nodale : performances ‘puits + installations de surface’ aideront à choisir le couple ‘tubing pipe’ le plus économique. Signalons que les pertes de charges en di-phasique dans les pipelines (conduits horizontaux) sont obtenues de la même manière que celles des tubing (conduits verticaux), en utilisant des courbes ou des logiciels. Toutefois, des phénomènes complexes interviennent dans les conduits de surface, en particulier lorsque le dénivelé change : des bouchons d’eau (water plug) s’accumulent dans les points bas, des bouchons de gaz dans les points hauts, coups de bélier (hammering), etc. 8000

pipe 3"

7000

pipe 4"

Well Head Pressure

6000 5000

4" 1/2 tubing

4000 3000 2000

3" 1/2 tubing

1000 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Qliq (1000bpd)

Figure 1.7 : Analyse nodale : performances ‘puits + installations de surface’

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15/15

1.3.3

Représentation graphique d’un puits Un moyen très pratique de représenter un puits est de construire un graphe ‘pression - profondeur’ comme le montre Figure 1.8 : Well representation ‘pressure – depth’ and ‘temperature – depth’. L’axe des profondeurs est vertical et orienté vers le bas pour représenter le puits. Les pressions sont des pressions relatives (gauge pressure) et apparaissent sur un axe horizontal orienté à droite. Sur cet exemple, un puits non éruptif est représenté dans des conditions statiques sans injection de gaz du casing vers le tubing. Les lignes et les points suivants sont représentés : −

La ligne 1 est le gradient statique de l’eau douce qui se trouve dans le tubing (gradient de 0,1 kg/ m2/m = 0.433 psi/ft). La pression du réservoir ‘Pr’ est 3460 psi (point C) et le puits est ‘mort’. On voit que le niveau liquide est à 328 mètres (1000 pieds) sous la surface.

−

La ligne 2 est le gradient dans le casing d’un gaz destiné à être injecté dans le tubing avec une pression en tête de 83 bars (1200 psi) (point D). Comme un packer est ancré à 2500 mètres (8200 pieds), la ligne de gradient du casing s’arrête à cette cote. A la cote de 1585 mètres (5200 pieds), les pressions du tubing et du casing sont égales (point B) et nous pouvons conclure que toute communication entre le tubing et l’annulaire au-dessus de 1585 mètres pourra servir à injecter du gaz. Par contre, tous les points sous la cote de 1585 mètres ne pourront pas servir à injecter du gaz dans le tubing. Le mandrin descendu à 1463 mètres (4800 pieds) (point E) est dans une position idéale pour cette injection de gaz.

−

La ligne 3 est le gradient de température. C’est une ligne droite qui part du point ‘Twhf’, température en tête de puits en écoulement (wellhead flowing temperature) vers le point ‘Twf’, température en fond de puits en écoulement (bottom hole flowing temperature).

Figure 1.8 : Well representation ‘pressure – depth’ and ‘temperature – depth’

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16/16

Les points suivants représentent : Point A

:

niveau statique dans le tubing, 1000 ft (static fluid level in the tubing).

Point B

:

point où les pressions du tubing et du casing sont égales, 5200 ft

Point C

:

pression statique en fond de puits, Pr = 3460 psi (bottom hole static pressure)

Point D

:

pression du casing en surface, Pc = 1200 psi (surface casing pressure)

Point E

:

profondeur de la vanne, Lv = 4800 ft (valve depth ft.)

Point Twhf :

température en tête avec le puits en production, 50 °C (wellhead flowing temperature).

Point Twf

température au fond tête avec le puits en production, 50 °C (bottom holeflowing temperature).

:

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17/17

2

INTRODUCTION AU GAS-LIFT 2.1

PRINCIPES DU GAS-LIFT ET APPLICATIONS

2.1.1

Principes L’objectif d'une activation par gas-lift est de réduire la pression en fond de puits en écoulement (bottom hole flowing pressure) et augmenter ainsi la production du réservoir. Le principe du gaz lift consiste à injecter du gaz aussi profondément que possible pour alléger la colonne du fluide contenu dans le tubing. Ceci est similaire à un ajout de puissance en fond de trou pour aider le réservoir à produire l’effluent qu’il contient et ce, jusqu’au séparateur. Le chapitre 1.1 explique que la quantité de gaz à injecter ne doit pas dépasser une limite au-delà de laquelle son efficacité diminue. On parle de GLRt optimum (GLRt = total Gas Liquid Ratio). Le GLTt optimum est le ratio entre le volume de gaz (injecté + produit) et le liquide produit lorsque la production du puits atteint son maximum. Le point délicat d’une conception de gas-lift reste l’estimation des pertes de charges en écoulement multiphasique qui sont obtenues à partir de recueils de courbes ou à l’aide d’un ordinateur. Une fois en possession des bonnes courbes ou du bon logiciel, le design commence et s’effectue en deux étapes : −

la première étape concerne le futur profil du puits : En fonction des données disponibles, le débit est calculé, le tubing est choisi et la quantité de gaz nécessaire est estimée.

−

la seconde étape est de concevoir le système de décharge du puits. La position des mandrins de décharge, la taille et le tarage des vannes sont déterminés dans cette étape. Une des questions principales est de décider du type de vannes à utiliser. Certaines sont pilotées par la pression du tubing (fluid operated valve = tubing operated valve), d’autres par la pression du casing (gas operated valve = casing operated valve).

Pour illustrer le principe du gas-lift, l’exemple de la Figure 1.8 : Well representation ‘pressure – depth’ and ‘temperature – depth’ (chapter 1.3.3) est repris. La Figure 2.1 : Well in dynamic conditions schématise le puits avec, à présent, une injection de gaz dans le tubing à partir de la vanne à 4800 pieds (point G). Comme le puits démarre en produisant 100 % d’eau, le gradient sous le point d’injection (point F) reste de 0,1 kg/m2/m (0.433 psi/ft). L’effet du gaz est très net et l’on voit, en particulier, que le poids de la colonne entre la vanne à 4800 pieds et la surface (point I) est grandement réduit. Le niveau liquide remonte à la surface et la pression en tête est d’environ 200 psi.

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18/18

Figure 2.1 : Well in dynamic conditions De nouveaux points sont définis : Point F

:

pression tubing à la profondeur de la vanne : Ptv = 1000 psi (tubing pressure at valve depth).

Point G :

pression d’injection du gaz à la profondeur Pcv = 1700 psi (gas pressure at valve depth).

de

la

vanne :

Point H :

pression d’écoulement au fond : Pwf= 2500 psi (bottom hole flowing pressure).

Point I

:

pression du tubing en tête en écoulement : Pwhf = 250 psi (well head flowing pressure).

Point J

:

température à la profondeur de la vanne en écoulement : (Tiv) = 70 °C (flowing temperature at valve)

Une telle configuration est appelée ‘single point’ gas-lift. Cependant, le point d’injection est à une cote trop haute comparée à la profondeur du réservoir et l’efficacité de l’installation sera très médiocre. Ainsi, lorsque la pression du gaz disponible n’est pas assez forte pour amener le gaz à un niveau proche du packer, des vannes de gas-lift doivent être installées tout au long du tubing pour décharger le puits (to unload the well) et pour permettre un point d’injection final profond (deep final injection point). La conception doit être faite avec soin pour être certain que le gaz atteindra la première vanne , ensuite les vannes intermédiaires et enfin, la vanne la plus profonde. De plus, en phase d'exploitation toutes les vannes de décharge doivent être fermées et seule la vanne la plus profonde doit être ouverte. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

19/19

2.1.2

Applications du gas-lift Le gas-lift offre de nombreuses applications et environ 20 % des puits en production dans le monde sont concernés par ce mode d’activation. −

Les puits à huile : L’application principale du gas-lift dans ces puits est d’augmenter la production des champs déplétés. De plus en plus souvent, il est utilisé dans des puits encore éruptifs et même des puits neufs.

−

Les puits à eau : Ces puits produisent des aquifères pour divers usages tels que la réinjection dans un réservoir à huile ou l’usage domestique. Il arrive aussi que le gas-lift soit utilisé pour produire de l’eau de mer. Il n’y a pas de différence entre un design de gas-lift pour puits à huile et pour puits à l’eau. Les puits peu profonds utilisent souvent de l’air plutôt que du gaz (air lift).

−

Démarrage des puits : Dans certains cas, le gas-lift sert uniquement à mettre en route un puits mort qui pourra se passer d’activation dès son éruptivité retrouvée.

−

Nettoyage de puits injecteur (Injector clean up) : Les puits injecteurs ont besoin périodiquement d’être mis en production pour éliminer des particules qui encombrent les perforations ou la formation. Cette opération est souvent assurée par un passage du puits en gas-lift. Elle est couplée avec un nettoyage à l’acide si nécessaire.

2.2

LES PRINCIPAUX PARAMETRES DU GAS-LIFT

2.2.1

Pression en tête de puits (Well head pressure) Plus la pression en tête est basse et moins il faudra de gaz pour produire la même quantité de fluide. En outre, un faible volume de gaz injecté permet d’avoir des installations de surface peu encombrées, faisant ainsi décroître la pression des collectes. Une pression en tête basse améliore donc l'efficacité du puits et celle des puits voisins. Il en découle que les puits en gas-lift ne doivent jamais être 'dusés' en tête de puits. Une règle du pouce dit que les besoins en gaz sont divisés par 2 quand la pression en tête de puits est divisée par 2.

2.2.2

Pression du gaz injecté La pression du gaz injecté affecte le nombre de vannes de décharge. Ainsi, une pression élevée peut permettre de fonctionner sans vanne de décharge en ‘single point’ ce qui simplifie grandement la conception, l’exploitation et la maintenance du puits. Quand la pression disponible est faible, il est très utile de pouvoir l’augmenter pendant quelques heures de 10 à 15 bars pour démarrer le puits (to kick off the well). De même, il est très important de savoir si la pression actuelle du gaz ne chutera pas dans le temps, rendant impossible le redémarrage d’un puits. Ce sera le cas si le gaz provient d’un champ à gaz sur le déclin ou s’il sort de compresseur de moins en moins performants.

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20/20

2.2.3

Profondeur de l’injection du gaz Plus le point d’injection est profond, et plus le gaz injecté est efficace. Un point d’injection profond apporte une amélioration très nette de la production du puits surtout pour les puits à IP forts. De même, une part importante de la production possible d'un puits peut être perdue si le gaz est injecté à partir d’une vanne de décharge fuyarde au lieu de la vanne opératrice (operating valve). Certaines complétions sont équipées d'un packer avec by-pass pour permettre au gaz de descendre le plus prés possible du réservoir.

2.2.4

IP important et effet de peau (high PI and Skin effect) La production d’un puits dépend directement du ‘draw-down’ appliqué à la couche et donc de la pression de fond en écoulement. L’activation par gas-lift réduit cette pression comme le font toutes les méthodes d’activation. L’effet est flagrant dans les puits à grands IP où le gas-lift permet des débits spectaculaires que les autres modes d’activation ne peuvent amener. On appelle ‘effet de peau’ l’endommagement des premiers centimètres du réservoir. L’effet de peau (skin) a pour effet direct de réduire la production du puits et doit être combattu par un des nombreux procédés connus tels que l’acidification, la reperforation, etc. Un puits avec un IP réduit nécessite une plus grande quantité de gaz.

2.3

CARACTERISTIQUES, AVANTAGES ET LIMITES DU GAS-LIFT

2.3.1

Caractéristiques Le gas-lift est un moyen efficace d’activer un puits et peut être mis en œuvre dans toutes sortes de puits y compris ceux à très faibles ou très grands débits, ceux qui produisent des solides, offshore ou onshore et surtout ceux à GLR élevé. La conception d’une installation gas-lift n’est pas difficile et les ordinateurs disponibles de nos jours facilitent grandement ce travail. Cependant, les données doivent être collectées avec soin sans quoi, des résultats erronés seront produits. De même , les puits en gas-lift sont faciles à réparer, à l’exception des puits dont les vannes ne sont pas récupérables au câble (tubing mounted valves) et qui nécessitent une reprise (work over). Néanmoins, le diagnostic des pannes est difficile. Le principal problème du gas-lift est la disponibilité en gaz car de grandes quantités de gaz comprimé sont nécessaires. A la sortie des séparateurs, une partie du gaz recueilli est recomprimé pour son utilisation dans le circuit gaz lift et le reste est exporté ou injecté dans le réservoir.

2.3.2

Avantages −

L’investissement au niveau de la complétion du puits est marginal. Des mandrins doivent être inclus dans la complétion initiale même si le puits est prévu pour produire naturellement dans une première phase.

−

Le gas-lift s’adapte à tous les profils de puits : grande déviation ou puits en hélice. La seule limitation est d’avoir la possibilité de descendre un train d’outils au câble pour la manœuvre des vannes.

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21/21

2.3.3

−

Grâce au gas-lift, de gros volumes de fluide peuvent être produits : les pertes de charge sont la seule limite à cette production.

−

Le gas-lift est tout à fait compatible avec de hauts GLR : le gaz de la formation aidera à remonter le contenu du tubing. Cependant, aux faibles pressions de fond, du gaz se libère dans la formation ce qui réduit la productivité du réservoir (voir § 1.2.2, équation de Vogel).

−

Le gas-lift est compatible avec la production de solides ou de grands volumes d’eau.

−

Le gas-lift est très flexible : le débit de gaz est facilement ajustable depuis la surface. Les vannes de gas-lift sont récupérables au câble à faible coût.

−

Il est possible de commander le puits à distance par télémétrie.

Les limites du gas-lift −

Le gas-lift nécessite d’importants investissements en surface. Une station de compression (compression plant) est à prévoir et nécessite la construction d’une nouvelle plate-forme dans les développements offshore. Le gaz à la surface à une pression basse et doit être recomprimé pour être réinjecté.

−

Le gas-lift en continu fonctionne mal lorsque la pression du réservoir en écoulement devient très basse. Dans de telles conditions, le gas-lift intermittent peut améliorer les performances du puits.

−

Le gas-lift a besoin d’une alimentation continue de gaz. Dans une installation en boucle où le gas produit est réinjecté après recompression, un arrêt complet des installations avec purge peut rendre délicat le redémarrage du champ. Il est alors nécessaire de pouvoir alimenter au moins un puits pour produire le gaz additionnel qui alimentera les autres puits. Parfois, un ou deux puits équipés de pompes électro-submersibles sont à prévoir pour permettre de produire du pétrole et son précieux gaz associé.

−

Le gas-lift est très sensible à la pression en tête de puits et peut devenir très peu performant quand cette contre pression est élevée.

−

Si le gaz est corrosif, il faut soit le traiter, soit mettre en place des complétions en aciers spéciaux.

−

Le gas-lift s’accompagne de problèmes de sécurité et de précautions à prendre dus à la manipulation de gaz à haute pression. Ces problèmes sont décuplés en présence de H2S dans le gaz.

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2.3.4

Comparaison entre le gas-lift et les autres techniques d'activation Le tableau de l’annexe 6 compare le gas-lift aux autres moyens d’activation qui ne peuvent être développés dans ce cours. Les points forts et les points faibles de chacun comparés au gas-lift sont : ESP, Pompe Electro Submersible (Electro Submersible Pump) −

−

Points forts comparés au gas-lift : −

peut atteindre des pressions de fond en écoulement plus basse (bottom hole flowing pressure)

−

rendement plus élevé (higher efficiency)

−

électricité plus facile à produire que le gaz

Points faibles comparés au gas-lift : −

ne peut produire en présence de gaz libre dans l'effluent, même si le GLR est faible

−

peu flexible, à l’exception des puits avec variateurs de vitesse

−

détection des problèmes plus difficiles

−

réparations (repairs) plus difficiles

−

accès au réservoir nécessitant des complétions complexes

−

pannes plus fréquentes (lower MTBF -mean time between failures)

Pompage aux tiges (Rod pumping) −

−

Points forts comparés au gas-lift : −

adapté aux puits isolés

−

électricité plus facile à produire que le gaz

−

mieux adapté pour les huiles lourdes

Points faibles comparés au gas-lift : −

peu flexible

−

réparations (repairs) plus difficiles

−

pas adapté aux gros volumes produits

−

ne peut produire en présence de gaz libre, même si le GLR est faible

PCP, pompe à cavité progressant (progressive cavity pump) −

−

Points forts comparés au gas-lift : −

capable de produire des puits chargés de paraffine et de solides

−

adapté aux puits isolés

−

électricité plus facile à produire que le gaz

Points faibles comparés au gas-lift : −

réparations (repairs) plus difficiles

−

peu flexible

−

pas adapté aux gros débits

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Pompe à effet Venturri (Jet pumping ) : −

−

Points forts comparés au gas-lift : −

adapté aux puits isolés

−

électricité plus facile à produire que le gaz

Points faibles comparés au gas-lift : −

peu flexible

−

pas adapté aux gros volumes produits

−

nécessite de gros volumes de liquide à haute pression.

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3

LES EQUIPEMENTS DE FOND DU "GAS-LIFT" Note : Dans les pages qui suivent, les explications s’adressent à un puits en gas-lift direct, où le gaz est injecté dans l’annulaire tubing-casing alors que le puits produit dans le tubing. Ainsi, la pression gaz est la pression de l’annulaire et la pression du fluide est la pression du tubing.

3.1

LES VANNES DE GAS-LIFT, LEURS FONCTIONS ET LEURS PRINCIPES L’invention des vannes a révolutionné le gas-lift. Elles se comportent en régulateur de flot de gaz, piloté par la pression amont ou par la pression aval suivant le modèle. Les vannes de gas-lift sont descendues dans les puits à l’aide d’une corde à piano (slick line), manœuvrées par un treuil et posées dans des mandrins (side pocket mandrels). Ces mandrins sont vissés sur le tubing (tubing mounted) et différents types et tailles de mandrins sont disponibles sur le marché. Le choix des mandrins et des vannes dépend de la taille du casing et du tubing, du chemin emprunté par le gaz (annulaire ou intérieur du tubing) et du débit d’injection du gaz. Quand le gaz est injecté dans un tube concentrique de petit diamètre (concentric macaroni) (voir § 3.9.2.1), les vannes ne peuvent être manœuvrées au câble (wireline retrievable) et tout changement de design ou toute panne nécessite la remontée du tube concentrique avec une unité de snubbing. Ceci peut concerner le repositionnement des mandrins, la modification du tarage des vannes de décharge ou le changement de la duse de fond. Les vannes de gas-lift permettent de faire descendre le point d’injection à une cote plus profonde qui est fonction de la pression de gaz disponible. La dernière vanne est appelée la ‘vanne opératrice’ et, en général, n'est constituée que d’une duse calibrée. Un minimum de 3 bars de chute de pression est à prévoir sur cette duse pour assurer une bonne stabilité du débit. En positionnant la vanne opératrice le plus profondément possible, on assure une efficacité maximale au gaz injecté. Les vannes situées au-dessus de la vanne opératrice sont appelées les ‘vannes de décharge’ (‘unloading valves’). Elles sont utilisées pour éliminer (décharger) les fluides lourds présents à l’intérieur du tubing tels que la saumure circulée durant une reprise ou l’eau de formation qui envahit un puits durant un arrêt. Les vannes de gas-lift sont conçues pour s’ouvrir et se fermer dans certaines conditions de pression et de température existant au droit de la vanne. Ces conditions sont données par des calculs faits à la main ou par un ordinateur et seront utilisés pour le tarage des vannes à l’atelier. Durant les opérations normales d’exploitation du puits, toutes les vannes de décharge doivent être fermées. Ces vannes sont toujours faites avec des alliages de très bonne qualité. Les tailles communes ont 1” ou 1” ½ de diamètre extérieur. Un verrou empêche que la vanne ne sorte de son mandrin. Les vannes peuvent être remplacées par des bouchons pleins (dummy valves) pour certaines applications telles que le test du tubing.

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25/25

Il y a de nombreux types de vannes mais elles se classent en deux familles principales : −

Les vannes pilotées par la pression du casing (casing operated valves - COV) ou pression amont (upstream pressure). Elles sont aussi dénommées ‘pressure operated valves’’.

−

Les vannes pilotées par la pression du tubing (tubing operated valves - TOV) ou pression aval (downstream pressure). Elles sont aussi dénommées 'fluide operated valves'.

Des variantes existent ensuite dans chacune des deux familles telles que : l’équilibrage des pressions, l’ajout d’un ressort de fermeture, etc. Les vannes opérées par le casing sont faciles à commander car la pression annulaire est bien connue et facile à contrôler. Ce n’est pas le cas des vannes opérées par la pression du tubing car il est difficile d’estimer la pression au droit des vannes et d’agir sur elles. Ceci est la raison principale de la popularité des COV et de son emploi fréquent. De plus, une conception avec des vannes ‘tubing’ TOV nécessite plus de vannes pour atteindre le point d’injection final. Il faut se souvenir que le type de vannes utilisées et leurs réglages peuvent être facilement modifiés par une opération au câble. Par contre, la profondeur des mandrins est définitive tant que la complétion n’est pas remplacée. Il y a d’autres types de vannes moins usuels tels que : −

les vannes à réponse proportionnelle (proportional response valves)

−

les vannes pour écoulement dans le casing (valves for casing flow)

−

les vannes pour gas-lift intermittent.

3.2

LES VANNES OPEREES PAR LA PRESSION DU CASING (COV)

3.2.1

Mécanisme de la vanne Les vannes ‘casing operated’ sont sensibles à la pression du gaz injecté (la pression du casing). Cependant, il sera démontré dans les paragraphes suivants que la pression en aval (la pression du tubing) a un petit effet sur l'ouverture de la vanne et aucun sur la pression de fermeture. Quand la pression du casing augmente, le soufflet se comprime, tire sur la bille de fermeture et la décolle de son siège ce qui permet au gaz de s'écouler au travers de l'orifice. A ce moment là, la pression du casing a atteint la pression d’ouverture. L'écriture des équations montrera que la vanne réagit différemment suivant sa position, ouverte ou fermée, avec des systèmes de forces différents. Les principaux composants d’une vanne COV sont : −

le soufflet (bellow) pressurisé en surface à l’azote. On appelle Ab la section radiale du soufflet. Dans le puits, la pression du casing s'oppose à la pression de l’azote. Pour éviter l’écrasement, le soufflet est partiellement rempli de silicone et possède une butée.

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26/26

−

la bille et son siège (ball and seat). Quand la bille quitte son siège, le gaz coule au travers d’un orifice (port). La taille de cette restriction appelée Ap (port area) est un des principaux paramètres du tarage de la vanne. Le sousensemble ‘bille et siège’ (ball and seat) peut être facilement changé en surface pour augmenter ou réduire la taille de l’orifice Ap. Cette taille détermine le débit de gaz qui s’écoulera au travers de la vanne. La bille et le siège sont en carbure de tungstène, parfois en ‘monel’.

−

un clapet anti-retour (check valve) pour que le fluide du tubing n’envahisse pas l’annulaire durant les arrêts de production.

−

un verrou pour empêcher que la vanne ne quitte son logement dans le mandrin.

−

un corps en acier inoxydable.

La Figure 3.1 donne le schéma simplifié d’une vanne ‘casing operated’ où :

3.2.2

−

Pb est la pression dans le soufflet (pressure inside the bellow)

−

Pt est la pression du tubing (tubing pressure)

−

Pc est la pression dans le casing (casing pressure)

−

Ab est la section radiale du soufflet (area of the bellow)

−

Ap est la section de passage de l’orifice (area of the port)

Forces quand la vanne COV est fermée Les calculs ci-dessous, déterminent la pression amont (casing) au niveau de la vanne nécessaire pour obtenir son ouverture. Toutes les pressions données dans les équations sont des pressions fond, au droit de la vanne. A/ Fo, Forces tendant à ouvrir la vanne −

la pression du casing Pc comprime le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à ouvrir la vanne et sa valeur est égale à Pc ( Ab – Ap)

−

la pression du tubing Pt s’applique sur la section de l’orifice Ap. Cette force aussi tend à ouvrir la vanne et sa valeur est Pt . Ap

−

La somme de ces deux forces donne : Fo = Pc . ( Ab – Ap) + Pt . Ap

Figure 3.1 : vanne CO (casing operated) B/ Fc , Forces tendant à maintenir la vanne fermée

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27/27

−

La pression de l’azote dans le soufflet Pb agit contre la section radiale du soufflet Ab. Cette force garde la vanne en position fermée et sa valeur est : Fc = Pb . Ab

(on notera que cette force est une constante tant que la température reste constante) C/ Ouverture de la vanne La vanne s’ouvrira quand les pressions Fo et Fc seront égales. A ce moment, la pression du casing est appelée Pcvo, pression à laquelle la vanne s’ouvre (casing pressure when valve opens). Fo = Pc . ( Ab – Ap) + Pt . Ap Fc = Pb . Ab Fo = Fc donne la formule

Ap  Pcvo= Pb Ab − Pt   Ab− Ap   Ab− Ap 

(1)

La pression d’ouverture Pcvo dépend de constantes, y compris la pression du soufflet Pb. La seule variable est Pt, la pression du tubing. La vanne s’ouvrira bien sous l’effet du casing qui atteindra la pression Pcvo. Elle est bien ‘casing operated’ mais avec un effet dû à la pression du tubing (tubing effect) qui s’oppose à celui du casing: Un coefficient TEF (tubing effect factor) est défini et est invariable : TEF = (Ap / Ab – Ap) TEF est faible, de 5 à 25 %. TE = TEF * Pt TE est appelé effet tubing (en bar ou psi) et est égal à TEF*Pt. C’est le deuxième terme de l’équation (1). 3.2.3

Forces quand la vanne COV est ouverte Les calculs ci-dessous, déterminent la pression amont (casing) au niveau de la vanne nécessaire pour obtenir sa fermeture A/ Fo = Forces tendant à maintenir la vanne ouverte −

la pression du casing Pc écrase le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à maintenir la vanne en position ouverte. Fo = Pc . Ab B/ Fc = Forces tendant à fermer la vanne

−

la pression d’azote dans le soufflet Pb agit sur la section radiale du soufflet. Cette force tend à fermer la vanne. Fc = Pb . Ab (on notera que cette force est une constante tant que la température reste constante).

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La vanne se fermera quand les forces d’ouverture et de fermeture seront égales. A cet équilibre, la pression du casing est appelée Pcvc (casing pressure at valve when valve closes). Fo = Pc . Ab Fc = Pb . Ab Fo = Fc donne une formule simple : Pcvc = Pb

(2)

La force pour fermer la vanne dépend seulement de la pression du casing. La vanne se fermera lorsque la pression dans le casing Pc sera égale ou inférieure à la pression du soufflet Pb aux conditions fond (conditions surface plus effet de la différence de températures). Pcvc est inférieure à Pcvo de quelques bars. En faisant chuter la pression du casing, on obtient la fermeture de la vanne. Le retour de cette pression casing à sa valeur normale ne provoque pas une ré ouverture car la pression du tubing Pt a baissé suite à l’arrivée du gaz dans le tubing ce qui réduit l’effet tubing. 3.2.4

La plage d'ouverture ou "fourchette" (Spread) La différence entre la pression d’ouverture et la pression de fermeture d’une vanne est appelée la ‘’fourchette’’ (spread). Pour calculer cette plage, l’équation de fermeture (2) doit être soustraite de l’équation d’ouverture (1). On obtient après résolution du système : Fourchette = TEF ( Pb – Pt)

(3)

Par exemple, une vanne avec un TEF de 0.11, une pression de soufflet Pb = 700 psi et une pression de tubing Pt = 500 psi aura une fourchette de : Fourchette = 0.11 (700 – 500) = 22 psi La ‘fourchette’ représente pour chaque vanne la chute de pression annulaire (gas-lift direct) nécessaire pour obtenir la fermeture de la vanne. Il importe de s’assurer que cette valeur : −

n’est pas trop faible car le système deviendrait trop sensible,

−

n’est pas trop forte car cela rapprocherait les vannes les unes des autres et conduirait à un point d’injection final trop haut.

Pour agir sur la valeur de la fourchette, il est possible d’agir sur TEF (tubing effect factor) en choisissant une vanne différente car : TEF = Kc =

_ Ap__ Ab – Ap

Ab = diamètre du soufflet qu’il faut maximiser Ap = diamètre de l’orifice qu’il faut minimiser Néanmoins, le diamètre de l’orifice est dicté par la quantité de gaz à passer. De même, il n’est pas toujours possible de sélectionner des vannes 1"½ avec gros soufflets car ceci oblige à descendre des mandrins plus gros, pas toujours compatibles avec la complétion.

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3.3

LES VANNES OPEREES PAR LA PRESSION DU TUBING (TOV)

3.3.1

Mécanisme de la vanne L'étude des vannes 'tubing operated' suit la même démarche que celle des vannes 'casing operated' présentée au chapitre 3.2. Les vannes ‘tubing operated’ sont sensibles à la pression de l'effluent (la pression du tubing). Cependant, il sera démontré dans les paragraphes suivants que la pression en amont (la pression du casing) a un petit effet sur l'ouverture de la vanne et aucun sur la pression de fermeture. Quand la pression du tubing augmente, le soufflet se comprime, tire sur la bille de fermeture et la décolle de son siège ce qui permet au gaz de s'écouler au travers de l'orifice. A ce moment là, ma pression du tubing a atteint la pression d’ouverture. L'écriture des équations montrera que la vanne réagit différemment suivant sa position, ouverte ou fermée, avec des systèmes de forces différents. Les vannes TO de par leur conception, fonctionnent en régulateur de la pression tubing. Si cette pression augmente, le débit gaz augmente et allège la colonne ce qui fait chuter la pression et la ramène à la valeur du design. Le phénomène inverse apparaît si la pression diminue. Les principaux composants d’une vanne TOV sont : −

le soufflet (bellow) pressurisé en surface à l’azote si nécessaire. On appelle Ab la section radiale du soufflet. Dans le puits, la pression du tubing s'oppose à la pression de l’azote. La Figure 3.2 : Vanne TO (tubing operated) montre une vanne dont le soufflet est assisté d'un ressort. Ce ressort n'apparaît pas dans tous les types de vannes. La valeur St utilisée dans les calculs est le 'coefficient de ressort' (en psi) fourni par le constructeur. Pour éviter l’écrasement, le soufflet est partiellement rempli de silicone et possède une butée.

−

la bille et son siège (ball and seat). Quand la bille quitte son siège, le gaz coule au travers d’un orifice. La taille de cette restriction appelée Ap est un des principaux paramètres au tarage de la vanne. Le sous-ensemble ‘bille et siège’ (ball and seat) peut être facilement changé en surface pour augmenter ou réduire la taille de l’orifice (port area) Ap. Cette taille détermine le débit de gaz. La bille et le siège sont en carbure de tungstène, parfois en ‘monel’.

−

un clapet anti-retour (check valve) pour éviter le fluide du tubing envahisse l’annulaire.

−

un verrou pour empêcher que la vanne ne quitte la poche aménagée pour elle dans le mandrin.

−

un corps en acier inoxydable.

La Figure 3.2 : Vanne TO (tubing operated) montre le schéma simplifié d'une vanne 'tubing operated' où : − Pb est la pression dans le soufflet, − Pt est la pression du tubing, − Pc est la pression dans le casing, − Ab est la section radiale du soufflet, − Ap est la section de l’orifice.

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3.3.2

Forces quand la TOV est fermée Les calculs ci-dessous, déterminent la pression aval (tubing) au niveau de la vanne pour son ouverture. Pour les vannes sans ressort, il suffit de prendre St = 0. A/ Fo = Forces tendant à ouvrir la vanne −

la pression tubing Pt comprime le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à ouvrir la vanne et agit contre la section du soufflet Ab moins la surface de l’orifice Ap. Sa valeur est : Pt (Ab – Ap)

−

la pression du casing Pc agit contre la surface de l’orifice. Sa valeur est : Pc . Ap

Figure 3.2 : Vanne TO (tubing operated)

Fo = Pt . ( Ab – Ap) + Pc . A p

B/ Fc = Forces tendant à maintenir la vanne fermée −

la pression d’azote dans le soufflet Pb agit contre la section radiale du soufflet Ap. Cette force garde la vanne en position fermée et sa valeur est : Fc = Pb.Ab (on notera que cette force est une constante si la température reste constante)

−

la force du ressort est égale à St (Ab – Ap) Fc = (Pb . Ab) + St (Ab – Ap) C/ Ouverture de la vanne

La vanne s’ouvrira quand les forces Fo et Fc seront égales. A cet instant, la pression du tubing est appelée Ptvo, pression à laquelle la vanne s’ouvre (tubing pressure when valve opens). Fo = Pt . ( Ab – Ap) + Pc . Ap Fc = (Pb . Ab) + St (Ab – Ap) Fo = Fc donne la formule :

Ap  Ptvo= Pb Ab + St − Pc   Ab− Ap   Ab− Ap 

(4)

La pression nécessaire à l’ouverture de la vanne provient du tubing et dépend de constantes, y compris la pression Pb du soufflet. La seule variable est Pc, la pression du casing. La vanne est bien ‘tubing operated’ mais avec un effet casing (casing effect factor) : CEF = Ap / Ab – Ap CEF est faible, de 5 à 25 %

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Si on utilise aussi le ratio R = Ap / Ab, caractéristique de la vanne CEF = R / 1 – R De même l'effet casing s'écrit CE = Pc * CEF L’équation (4) devient :

(5)

Ptvo = Pb[1/ (1-R)] + St – Pc [ R / (1-R)] 3.3.3

Forces quand la TOV est ouverte Détermination de la pression tubing à la hauteur de la vanne pour obtenir la fermeture. A/ Force tendant à maintenir la vanne ouverte −

la pression du tubing Pt comprime le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à maintenir la vanne en position ouverte : Fo = Pt . Ab B/ Forces tendant à fermer la vanne

−

la pression d’azote dans le soufflet Pb s’applique à toute la section du soufflet et agit dans le sens de la fermeture. Le ressort participe aussi à la fermeture et on obtient: Fc = Pb . Ab + St (Ab – Ap) (Valeur constante si la température reste constante) Note : Fc = Pb.Ab pour une vanne sans ressort C/ Fermeture de la vanne

La vanne se fermera quand les forces d’ouverture et de fermeture seront égales. A cet instant, la pression tubing est appelée Ptvc (tubing pressure when valve closes). Fo = Pt . Ab Fc = Pb . Ab + St (Ab – Ap) Fc = Fo donne la formule Ptvc = Pb + St (Ab – Ap)/Ab

(6)

Note : Ptvc = Pb pour une vanne sans ressort En utilisant R = Ap / Ab Ptvc = Pb + St (1 – R) La force pour fermer la vanne ne dépend que de la pression du tubing.

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3.3.4

Plage d’ouverture ou "fourchette" (Spread) La différence entre la pression d’ouverture et la pression de fermeture d’une vanne est appelée la ‘’fourchette’’ (spread). Pour calculer cette plage, l’équation de fermeture (6) doit être soustraite de l’équation d’ouverture (5). On obtient après résolution du système : Fourchette = CEF {( Pb + St(1-R) - Pc)}

(7)

Pour une vanne sans ressort St = 0 Fourchette = CEF (Pb – Pc)

3.4

AUTRES VANNES

3.4.1

Les vannes à réponse proportionnelle Cette vanne est similaire à la vanne COV vue au paragraphe 3.2 avec la pression du casing qui agit sur le soufflet mais celui-ci n’est pas pressurisé. Il est emplit d’un gel de silicone et transmet les forces extérieures. Un ressort fournit la force de fermeture. Durant les opérations, le faible espace entre la bille et son siège est ajusté suivant les besoins en gaz du puits. Cette duse variable est asservie aux conditions du puits et en particulier à la pression du tubing. Avantages de ce type de vanne : −

le volume de gaz injecté correspond aux besoins du puits (si le tarage a été bien fait et si les paramètres du puits sont bien connus),

−

adaptée au gas-lift double (dual gas-lift),

−

insensible à la température.

Inconvénients :

3.4.2

−

la pression d’injection doit être maintenue constante,

−

le design demande plus de vannes,

−

le design est plus complexe et doit être très précis.

Les vannes balancées Ces vannes assez peu utilisées possèdent un joint torique sur la tige manoeuvrant la bille. Ceci permet à la vanne d’être isolée de la pression du tubing et d’avoir la pression d’ouverture et la pression de fermeture égales à la pression du soufflet. Ainsi, la fourchette est nulle quelque soit la taille de l’orifice.

3.4.3

Les ‘pilot valves’ Ces vannes sont destinées au gas-lift intermittent où des orifices très gros sont nécessaires. Comme les gros orifices posent un problème de ‘fourchette’ trop élevées, ces vannes sont conçues avec deux orifices : − Un petit qui entre dans le calcul des formules d’ouverture et qui s’ouvre en premier, c’est le ‘control port’ ou ‘orifice de contrôle’. − Un second de gros diamètre qui permet de gros débits de gaz, c’est le ‘power port’ ou ‘orifice de travail’. Il s’ouvre après l’ouverture du petit orifice et n’entre pas dans les équations.

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3.4.4

Les vannes pour production par le casing Les vannes avec production annulaire ou gas-lift inverse (reverse gas-lift) sont semblables aux vannes avec production dans le tubing (direct gas- lift). Elles sont posées au câble dans un mandrin ou vissées au tubing. On retrouve les mêmes composants : soufflet, ressort, siège, bille et clapet anti-retour. De même, elles peuvent être opérées par la pression du gaz injecté ou par la pression de l’effluent. Les mandrins sont parfois équipés d’un déflecteur de gaz constitué d’un matériau très résistant pour éviter l’érosion de la paroi interne du casing par le gaz injecté.

3.5

TARAGE DES VANNES EN ATELIER

3.5.1

Objectifs du tarage Durant la conception d’une installation gas-lift, il a été possible de calculer pour chaque vanne, les conditions de tarage des vannes. A la surface, l’intérieur des soufflets doivent être pressurisés, en tenant compte des changements de température entre l’atelier et le puits en utilisant un coefficient Ct. La pression d’ouverture calculée dans les conditions fond est utilisée pour ajuster la pression d’ouverture au banc de tarage. La pression dans les soufflets en surface est appelée Pbst (Pbst1 pour la première vanne, Pbstn pour la énième). La première étape consiste à pressuriser les soufflets à l’azote en appliquant environ 3 bars (50 psi) de plus que la valeur calculée. La vanne est conservée 15 minutes dans un bain pour stabiliser sa température. Ensuite, une pression prédéterminée Potr est appliquée sur le côté casing (vannes COV) ou tubing (vannes TOV) et le soufflet est purgé lentement jusqu’à ouverture de la vanne. Après cet ajustement, les vannes doivent rester deux heures dans une cellule sous haute pression pour vieillissement (ageing). Enfin, la calibration est vérifiée en appliquant à nouveau une pression sur le soufflet. Si la pression d’ouverture a changé de 0,5 bar, le tarage doit être refait. La vanne est enfin étiquetée pour informer tout futur utilisateur des caractéristiques actuelles de la vanne.

3.5.2

Tarage des vannes ‘casing operated’ −

rappel de l’équation d’ouverture (1) du § 3.2.2 :

−

la vanne s'ouvre à Pcvo = Pb . Ab / (Ab – Ap) – Pt . Ap / (Ab – Ap) avec Ap / (Ab – Ap) = TEF qui est une caractéristique de la vanne (appelée aussi Kc) il est possible d’écrire que Ab / (Ab – Ap) = 1 + Kc

et l’équation devient : (8)

Pcvo + Pt . Kc = Pb (1 + Kc) −

la vanne de gas-lift est installée dans un banc de test (test rack) comme le montre la Figure 3.3. L’équation d’ouverture ci-dessus, appliquée au banc de test se modifie avec Pcvo = Potr, Pb = Pbst et Ptvo = 0 et s’écrit : Potr (Ab – Ap) = Pbst . Ab Pbst = Potr / (1 + Kc)

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(9)

34/34

Nous avons ainsi une équation entre Pbst, (pression du soufflet à la température de surface - bellow pressure at surface temperature) et Potr (pression d’ouverture de la vanne à appliquer au banc de test - test rack pressure to open the valve). Pb est la pression dans le soufflet à la cote de la vanne avec une température Tiv (bellow charge pressure at depth with Tiv temperature). A la surface, cette pression est Pbst, pression dans le soufflet en surface avec une température Tset (bellow pressure at surface with a temperature Tset). Pbst et Pb sont en relation directe par le coefficient de correction de température Ct (voir annexe 5b). Pbst = Pb * Ct

(10)

Figure 3.3 : COV on a calibration rack −

en réduisant les équations (8) , (9) et (10) on obtient : Potr = (Pcvo + Ptv. Kc) Ct

(11)

Cette nouvelle équation nous permet de calculer la pression au banc de test (test rack pressure) à appliquer à l’entrée gaz pour ajuster la pression d’azote dans le soufflet, Pcvo and Ptvo étant données par les calculs gas-lift. Le soufflet est préchargé à une valeur supérieure à Pbst et la valeur de Potr est appliquée à l’extérieur du soufflet. Le soufflet est ensuite purgé lentement jusqu’au décollement de la bille. −

rappel de l’équation de fermeture (2) du § 3.2.3 : Pcvc = Pb

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35/35

Nous avons écrit ci-dessus : (10) Pbst = Pb . Ct et (9) Pbst = Potr (1 + Kc)

On obtient la formule suivante :

(12)

Pcvc = Potr / (1 + Kc) . Ct

Pcvc est la pression du casing à la profondeur de la vanne lors de la fermeture (valve closing casing pressure at valve), mais il serait plus utile de connaître cette pression Pc à la surface et non pas au fond. Pour cela, il suffit de soustraire le poids de la colonne de gaz (gas column weight) entre la surface et la vanne, ∆Pc. Pc = Pcvc - ∆Pc Pc = [Potr / (1 + Kc) . Ct] - ∆ Pc

(13)

Durant la phase de décharge, la pression du casing en surface devra être baissée à cette valeur pour fermer la vanne. 3.5.3

Tarage des vannes ‘tubing operated’ −

rappel de l’équation d’ouverture (5) du § 3.3.2 : la vanne s’ouvre à :

( )

( )

Ptvo=Pb 1 +St −Pc R 1−R 1−R −

sur le banc de tarage, la pression du casing est nulle et il est possible d’écrire :

( )

Ptvo=Ptro=Pb 1 +St 1−R Si le soufflet n’est pas pressurisé, Pb = 0 et Ptro = St A noter que la pression dans le soufflet est ajustée pour tenir compte des changements de température entre le fond et la surface en utilisant le coefficient Ct Pbst = (Pb.Ct) −

pour calibrer la vanne, Pb peut être calculée en utilisant l’équation du § 3.3.3 : Pb = Ptvc – St (1-R) Ptvc est donnée par le design du gas-lift. R et St peuvent être trouvés dans les spécifications du fournisseur. Par exemple :

Ptvc = 1200 psi d'après les calculs

St 500 psi et (1-R) = 0.95 d'après le constructeur Alors Pb = 1200 – 500 (0.95) = 725 psi à la température de la vanne RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

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Pb = 725 * 0.8 = 580 psi à la température de surface avec Ct = 0.8 −

la pression au banc de tarage est calculée comme ci-dessous : Ptro = (580 / 0.95) + 500 = 1110 psi

3.6

LES MANDRINS A POCHE Ces réceptacles vissés au tubing reçoivent les vannes dans une poche latérale. Il en existe différents modèles pour vannes de 1" ou 1"½. La pose et la dépose des vannes se font au câble et l’opérateur doit posséder une bonne expérience pour bien sentir en surface ce qui se passe au fond. De nos jours, les outils destinés à intervenir dans les poches latérales sont très performants, ce qui permet d’équiper de mandrins des puits très déviés (jusqu’à 60°). Certaines vannes ne sont pas récupérables au câble, en particulier dans les puits avec petit tubing concentrique (macaroni) pour injection de gaz.

3.7

LES VANNES DE SECURITE DE SUB-SURFACE Ces vannes ne sont pas toujours descendues pour contrôler le débit d’huile et l’injection de gaz, mais de plus en plus d’exploitants les exigent, surtout pour les puits en mer. Du côté tubing, il est facile d’installer des vannes de sécurité de fond quelque soit le diamètre du tubing. Tout se complique du côté annulaire où il existe très peu de produits pour les complétions à gros tubings. Dans certaines conceptions, un packer supplémentaire avec by-pass est à mettre en place. Afin d’éviter les vannes de sécurité annulaires, certains puits sont équipés en complétion double, un des tubes servant à injecter le gaz alors que l’autre sert à la production (voir annexe 12c). Dans les complétions doubles où les deux tubings sont dédiés à la production et le gaz injecté dans l’annulaire, il devient très compliqué d’assurer la sécurité annulaire. Les systèmes sont rares et leur mise en place délicate. Un autre moyen pour éviter les vannes de sécurité annulaire consiste à installer un mamelon inverseur de flux (voir annexe 12f). En amont de ce dispositif, le gaz s’écoule dans le tubing et la production dans l’annulaire. Ainsi, une vanne du type ‘tubing’ contrôle le flot de gaz. En aval, suite à l’inversion des flots, c’est au tour du gaz de s’écouler dans l’annulaire et à l’effluent de passer par le tubing où une deuxième vanne ‘tubing’ est installée. Ainsi, les deux écoulements sont en sécurité sans emploi d’une vanne annulaire.

3.8

LES PACKERS Il n’existe pas de packers particuliers spécialement conçus pour les puits en gaz lift. Parfois, des packers avec by-pass sont installés, soit en fond de puits pour que le gaz puisse être injecté le plus prés possible des perforations, soit prés de la surface pour le contrôle de l’annulaire par une vanne de fond.

3.9

LES COMPLETIONS GAS-LIFT Quelques exemples de complétions gas-lift sont décrits, ci-après avec dessins en annexe 12. Le gas-lift est un domaine où souvent les ingénieurs se plaisent à dessiner des profils complexes parfois couronnés de beaux succès mais aussi soldés d’échecs sévères. La règle est de chercher la simplicité. Une complétion complexe demande une excellente préparation, un programme opérationnel très détaillé, des calculs précis, des tests en atelier et enfin une supervision sans faille.

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3.9.1

Complétions pour gas-lift direct Le dessin en annexe 12a représente une complétion standard pour opérer en gaslift direct. Le gaz est injecté dans l’annulaire tubing–casing et le réservoir est produit par le tubing. C’est le design le plus fréquent qui se justifie par sa simplicité et sa facilité opérationnelle. Les vannes sont manœuvrées au câble pour les tubings d’un diamètre nominal de 2’’ 7/8 et plus. Le packer est parfois équipé d’un by-pass pour permettre au gaz de descendre le plus bas possible dans le puits. Dans les puits équipés d’un tubing de gros diamètre, de 4’’ ½ à 7’’, il est possible d’adapter la complétion au gas-lift sans faire de reprise (work over). Pour cela, le tubing est perforé à différentes cotes étagées comme sont étagés les mandrins de gas-lift. Des chemises (pack off) équipées de vannes de gas-lift viennent ensuite couvrir chaque trou en faisant étanchéité (voir annexe 12e). Elles sont posées au câble électrique et peuvent être remontées au câble lisse (slick line). Le gaz est ensuite injecté dans l’annulaire.

3.9.2

Gas-lift inverse (Inverse gas-lift)

3.9.2.1 Tubing concentrique (Concentric tubing string) La complétion annexe 12b représente un puits où le gaz est injecté dans un petit tube concentrique appelé ‘macaroni’. Ce genre de profil est très courant car évite un work over lourd. Cette solution se rencontre en général dans des puits où le gas-lift n’a pas été prévu à la fin du forage du puits et la pose d’un tube concentrique est un moyen simple et peu coûteux d’activer le puits. Le ‘macaroni’ est en général descendu avec une unité de snubbing, avec ou sans pression dans le puits. Dans tous ces puits, le réservoir est produit dans le tubing initial et non pas dans le casing. Comme pour le gas-lift direct, les vannes de gas-lift sont récupérables au câble sauf pour les diamètres inférieurs à 2’’ 7/8. Dans des puits où les vannes de décharge sont inutiles (single point), il est très économique de dérouler un coil tubing dans la complétion initiale, de le couper en surface et de le poser dans un adaptateur de la tête de puits. Des vannes de sécurité de sub surface existent pour ce genre de complétions mais elles compliquent considérablement la mise en place du tube concentrique. Le système existe avec des tubes concentriques de gros diamètre descendus au début de la vie du puits. Ainsi, il n’est pas rare de voir des tubings 7’’ recevoir un tube 4’’ ½ pour activer le puits au gas-lift. 3.9.2.2 Gas-lift avec production dans le casing Pour les très gros débits, il est possible de concevoir des puits où la production du réservoir passe directement dans le casing avec injection de gaz dans le tubing. Ce procédé présente quelques défauts : −

il est impossible de faire des mesures du côté de l’effluent, c’est-à-dire entre le tubing et le casing, telles que des mesures de pression ou de température,

−

de gros volumes de gaz sont nécessaires,

−

le design et les équipements sont spéciaux,

−

le puits est mal adapté au gas-lift intermittent.

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3.9.3

Gas-lift double Les complétions doubles ne sont pas faciles ni à descendre, ni à remonter mais offrent la possibilité de produire dans le même puits deux réservoirs non compatibles pour une production mélangée (commingle production). Parmi les problèmes de complétion, soulignons : −

la grande complexité des vannes de sécurité de sub-surface annulaire,

−

l’encombrement des mandrins à poche. En général, il n’est pas possible de sortir un tube seul car les mandrins ne peuvent pas se chevaucher au passage du tubing remonté en premier.

La mise au point des vannes pour ces puits est délicate et il est courant qu’un tubing prive l’autre du gaz qui lui était destiné. Le gas-lift double est donc assez rare sauf pour des champs où du gaz à haute pression est disponible, autorisant du ‘single point’ sans vannes de décharge. 3.9.4

Le gas-lift parallèle (parallel gas-lift) Ce mode de production possède les mêmes inconvénients que le gas-lift double au niveau de la mise en place de la complétion. Le gaz est injecté dans un tubing alors que le second produit le réservoir. Ce genre de complétion est utilisé lorsque le gaz disponible ne doit pas entrer en contact avec le casing, par exemple, si le filetage du casing n’est pas étanche au gaz (gas tight). Le gas-lift parallèle existe souvent dans de vieux puits initialement en complétion multiple puis reconvertis lorsque l’un des tubings a perdu son usage.

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4

CONCEPTION D’UNE INSTALLATION DE GAS-LIFT Le design d’une complétion ‘gas-lift’ a deux objectifs : −

déterminer la profondeur des mandrins et donc des vannes,

−

calculer les caractéristiques des vannes à installer dans ces mandrins.

De nombreuses méthodes graphiques sont détaillées dans la littérature et toutes donnent des résultats similaires. Lors de la conception, il est important de prendre quelques coefficients ou marges de sécurité pour être certains que le puits pourra démarrer dans toutes sortes de configurations. Il est préférable d’installer un ou deux mandrins en plus plutôt que d’être obligé de faire venir un compresseur haute pression pour que le puits démarre. Le concepteur doit se souvenir de la chronologie des fermetures des vannes de gaz lift. Au démarrage, le puits et l’annulaire sont pleins de fluide de complétion. A l’application de la pression du gaz sur l’annulaire (fortement dusé), toutes les vannes sont ouvertes et elles participent toutes au vidage de l’annulaire. Lorsque le gaz atteint la vanne 1, il passe dans le tubing et allège la colonne de liquide. Le puits se met à débiter lentement. La vanne numéro 1 reste ouverte tant que la vanne 2 n’est pas découverte. Quand le gaz atteint la vanne 2, la vanne 1 doit se fermer. Il en est de même pour la vanne 3 et les suivantes jusqu’à ce que le gaz atteigne la dernière vanne. Il est important que seule la dernière vanne reste ouverte durant la phase d’exploitation pour tirer le meilleur rendement du gaz injecté. Il est possible qu’une installation mal conçue ou pour laquelle des paramètres importants ont changé, se mette à fonctionner par injection de gaz par une des vannes de décharge. Cette vanne devient alors la vanne opératrice et les vannes plus profondes deviennent inutiles. Si le fonctionnement est correct, sans phénomène de battement, il n’est pas toujours conseillé de remontrer les vannes pour la modifier l’installation. La perte de productivité pourra être acceptable comparée aux risques de l’opération de réparation.

4.1

COLLECTION DES DONNEES La première étape d’un design est la collecte des données en s’assurant de leur fiabilité et en se souciant de leur évolution dans le temps. Ces données doivent être analysées avec les départements concernées en imaginant les cas les plus défavorables. Quelques exemples sont donnés ci-dessous : −

La pression de gaz disponible aujourd’hui pourra baisser dans le futur si ce gaz provient d’un champ vieillissant. De même, des compresseurs neufs perdront de leur efficacité et peineront pour délivrer la pression gaz, en particulier la pression de démarrage (kick off pressure

−

Si la quantité de gaz est limitée sur le champ, il est important de connaître à l’avance combien de gaz peut être assigné par puits aujourd’hui et dans le temps.

−

La pression de la collecte peut augmenter suite à la connexion de nouveaux puits ou à la mise en gas-lift de vieux puits. Ceci pénalise fortement la production. Par contre, la pression en tête peut être très basse durant la phase de démarrage, quelques bars (50 psi) si un bourbier ou une torche est disponible.

−

La densité du fluide dans le puits peut pénaliser le démarrage. La revue des fluides qui pourront être présents dans le puits est à faire.

−

Le puits peut être colmaté durant le vidage du casing ce qui peut empêcher de découvrir la première vanne.

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4.2

LE POSITIONNEMENT DES MANDRINS A POCHE POUR LES COV ‘CASING OPERATED VALVES’ Un exemple numérique est pris pour faciliter la compréhension de la méthode graphique afin de positionner des mandrins équipés de vannes COV. En annexe 9, sont données les différentes courbes et tables utilisées pour la construction du graphe. Etape 1 : la première étape consiste à reporter sur un graphe ‘profondeur – pression’ toutes les données déjà en notre possession. Ces données sont regroupées dans une fiche de l’annexe 9. Les lignes suivantes sont à dessiner (voir Figure 4.1 : Conception graphique avec vannes CO) : −

Gradient du fluide du tubing : C’est une ligne droite. Pour la tracer, nous connaissons la pression du réservoir Pr, sa cote Lperf (point 3460 psi – 9000 ft) et le niveau statique du fluide (point 0 psi – 1000 ft).

−

Gradient du gaz dans l’annulaire : Pour dessiner cette ligne, il est nécessaire de faire quelques calculs ou d’utiliser un graphe. L’annexe 5h explique comment trouver la pression à une profondeur donnée connaissant la pression en tête et la densité du gaz. Dans notre exemple, le gradient gaz commence à Pw = 1200 psi en surface (point 1200 psi – 0 ft) et atteint 1440 psi à la cote du packer (point 1440 psi - 8200 ft). De même, nous connaissons la pression du gaz au démarrage (kick off gas pressure), qui est Pko = 1440 psi et qui correspond à une pression de 1680 psi au packer. Les pertes de charges annulaires du gaz injecté seront considérées comme nulles car très faibles.

−

Gradient de température : Nous avons besoin de connaître la température au niveau de la vanne pour son tarage en atelier. Il est difficile de l’estimer car elle résulte du réchauffement dû au fluide produit d’une part, et d’autre part au refroidissement provenant du gaz et de sa détente dans la duse de la vanne. Une des meilleures solutions utilisée pour connaître avec précision cette température est de descendre un thermomètre dans le puits. Pour notre design, nous traçons une ligne depuis la température fond en écoulement (Twf = 85 °C) jusqu’à la température en surface en écoulement (Twhf = 50 °C). PLOT PRESSURE - DEPTH

500

1000

2000

3000

4000

5000

1000

_ _ _ TUBING _ PRESSURE __ WITH MAX _ GLR _ _ _ __ _ 50 psi _ _ _ __ _ _ _ _ Pt mini=720psi _ _ 4550 1040 _ _ X' Y __ _

1500

2000

2500

PLOT TEMPERATURE - DEPTH

3000

3500

Pressure (psi)

0

25

50

75

100 Temperature °C

PC1 = 1312 psi PC2 = 1154 psi PC3 = 1075 psi

KICK OFF PRESSURE, Pko=1440 psi OPERATING PRESSURE, Pw=1200psi DESIGN PRESSURE, (Pw-50) psi

50 psi Pcvo1=1590 psi VANNE 1

68 °C

X

Figure 4.1 : Conception graphique avec vannes CO RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

41/41

Etape 2 : La ligne suivante à tracer est une courbe représentant le gradient de pression dans le tubing en production avec injection de gaz depuis l’annulaire. Cette courbe est à choisir parmi la multitude de courbes de gradient. L’annexe 8 donne un ensemble de courbes pour un tubing 4’’ ½ ayant 4’’ de diamètre intérieur. Celle retenue pour notre exemple est pour une production de 2000 bbls/ jour avec 100 % d’eau. Le puits produira avec seulement 50 % d’eau durant sa phase d’exploitation mais pour la phase de décharge, il est préférable de prendre une saturation d’eau de 100 % car ceci offre une marge de sécurité dans les calculs. Nous devons savoir si la quantité de gaz disponible est limitée ou pas. Normalement, en phase de démarrage, la station doit s’efforcer d’envoyer le maximum de gaz afin d’assurer le succès et la rapidité de la mise en production du puits. Dans ce cas, la courbe de gradient du tubing à choisir est celle du GLR maximum. Si la quantité de gaz est limitée, il faut calculer le GLR correspondant au volume de gaz disponible et sélectionner la courbe correspondante. Tracer la courbe de gradient pour une pression en tête nulle est un exercice simple. Avec une pression non nulle, ce travail demande de la pratique et de la précision. L’annexe 8 explique comment obtenir une courbe de gradient pour n’importe quelle pression en tête de puits. Dans notre exemple, la quantité de gaz est illimitée. Le gradient de pression dans le tubing est presque une ligne droite proche de la verticale. Etape 3 : Profondeur de la première vanne. Pour que du gaz s’écoule du casing vers le tubing, il faut que la pression annulaire au point d’injection soit supérieure à la pression du tubing. Ceci signifie que tout point situé entre la surface et le point X (point d’intersection des gradients du tubing et de l’annulaire) fonctionnera. Bien entendu, le point le plus bas serait à sélectionner, c’est-à-dire le point X. Pour tenir compte des 50 psi minimum de chute de pression à observer au travers de la vanne, un nouveau gradient casing est tracé, parallèle à l’initial et décalé de moins 50 psi. Le point X’ est la cote de la première vanne, Lv1 = 4550 pieds. Aussitôt que le gaz s’écoule dans le puits, le gradient du tubing diminue et la pression au niveau de la vanne chute. Le point X’ se déplace horizontalement vers la gauche jusqu’à atteindre le point Y appelé “la pression tubing minimum à la vanne’’ (minimum tubing pressure at valve) (Pt min v1 = 720 psi). Sous la vanne 1, nous supposons que seule de l’eau s’écoule et le gradient est inchangé (0,1 gk/cm2/m = 0,433 psi/ft). Il est possible de déterminer la pression d’écoulement au fond (Pwf = 2620 psi) ainsi que la production instantanée en connaissant l’IP (2.5 blpd/psi). Ql = PI x draw-down = 2.5 x (3460 – 2620) = 2100 blpd. Nous savons sur cette vanne : −

la profondeur de la vanne 1 : Lv1 = 4550 pieds

−

la pression casing où la vanne 1 s’ouvre : Pcvo = 1590 psi

−

la pression tubing minimum à la vanne Pt min v1 = 720 psi

−

la température dynamique à la vanne 1 : Tiv1 = 68 °C

−

le débit liquide pendant l’injection dans la vanne 1 = 2100 blpd.

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42/42

Etape 4 : Calcul des caractéristiques de la première vanne : Il faut déterminer la taille de l’orifice à installer Dp (port diameter) dans la vanne. Nous savons que le GLR doit être de 1000 scf/bbls pour une production d’environ 2000 bbls/day. Ceci donne un débit de gaz injecté de 2 MMscf/jour. La pression amont duse est connue (pression casing Pcvo = 1590 psi) ainsi que la pression aval (Pt min v1 = 720 psi). L’annexe ‘4c’ donne quelques méthodes pour calculer le débit d’un gaz au travers d’une duse. Le graphe utilisé dans cet exemple est donné en annexe 9. On trouve qu’une duse de 16/64 ème de pouce convient : −

connaissant la taille de la duse, nous pouvons calculer l’effet tubing défini au § 3.2.2 TEF = (Ap / Ab – Ap)

Cet effet dépend des caractéristiques de la vanne sélectionnée. Le fournisseur donne une surface du soufflet de 0.77 in2 et un diamètre d’orifice Dp de 0,25’’. Ab = 0.77 in2 Dp = 0.25 in soit une surface Ap = 0.0491 in2. Facteur d’effet tubing TEF = (Ap / Ab – Ap) TEF = 0.0491 / (0.77 - 0.0491) = 6.8 % TE = 720 * 0.068 = 49.2 psi −

calcul de la pression d’ouverture au banc de test :

Le chapitre 3.5.2 donne la formule : Potr = (Pcvo + Ptvo. Kc) Ct Potr = (1540 + 720*0.068) * Ct Ct est le coefficient de correction de température de l’azote. L’annexe 3b donne une formule simple pour calculer CT qui peut aussi être obtenu par lecture sur des courbes. On trouve Ct = 0.85 en prenant 68 °C de température à la vanne (Tiv) et en supposant que la température au banc de tarage est de 18 °C (Tset). Potr = 1398 psi −

calcul de la pression casing en surface à la fermeture de la vanne 1, Pc1 :

Le chapitre 3.5.2 donne : Pc = Pcvc - ∆Pc Pcvc = Potr / (1 + Kc) . Ct Pc = Potr / (1 + Kc) . Ct - ∆Pc Pc = 1398 / (1 + 0.068) . 0.85 - ∆Pc Pc = 1540 - ∆Pc (∆Pc étant le poids de la colonne de gaz)

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43/43

La pression de 1540 psi obtenue est une pression à la cote de la vanne. Pour obtenir Pc, pression en tête de puits, on peut soit soustraire le poids de la colonne de gaz obtenu par le calcul, soit tracer le gradient gaz en partant de la valeur de Pcvc. On trouve Pc1 = 1312 psi. Elle est appelée Pc1. La pression du gaz en surface doit être abaissée à cette valeur pour que la vanne 1 se ferme à l’ouverture de la vanne 2. Etape 5 : Profondeur de la seconde valve : Dessiner une ligne depuis le point Pt min 1 (720 psi , 4550 ft) parallèle au gradient liquide du tubing. Cette fois, nous ne couperons pas la ligne du gradient gaz de ‘gas kick’ que nous utilisons que pour la première vanne. Nous couperons la ligne de gradient gaz en exploitation (Pw = 1200 psi) moins la chute de pression dans la vanne de 50 psi. Nous trouvons pour la vanne 2 : −

la profondeur de la vanne : Lv2 = 5900 pieds

−

la pression casing à la vanne 2 : Pcvo = 1330 psi

−

la pression tubing minimum à la vanne 2 : Pt min v2 = 860 psi

−

la température à la vanne 2 : Tiv2 = 73 °C

Aussitôt que du gaz passe dans la seconde vanne, le gradient diminue et la pression du tubing au niveau de la vanne diminue. Comme pour la vanne 1, nous supposons que seulement de l’eau est produite et le gradient est inchangé (433 psi/ft). La pression d’écoulement peut être déterminée (2200 psi) et la production peut être calculée en connaissant l’IP (2.5 blpd/psi). Ql = PI x draw-down = 2.5 x (3460 – 2200) = 3150 blpd _ _ 4550 _ _ Y __ _ _ _ 860 _ 5900 __ _ _ _ 980 6800 _ __ 7150 _ 102 _ TE2 0 _ _ __ _ _ _ _ __ _ _ Depth (foot) __

1040 X'

VANNE 1

68 °C

VANNE 2

73 °C

X

KILL FLUID GRADIENT TE1

VANNE 3

77 °C

VANNE 4 (choke)

78 °

PACKER

MID PERFS 1500

2200 1850

2620

85 °C

3460

Figure 4.2 : Conception graphique d’un puits avec vannes CO

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44/44

Etape 6: Calcul des caractéristiques de la seconde vanne : Les calculs faits pour la vanne 1 sont à répéter pour la seconde vanne : −

un volume de 3150 blpd sera produit et nous devons injecter 3.15 MMscf/jour. La pression amont est de 1330 psi et la pression aval de 860 psi. Un orifice de 20/64 ème de pouce est suffisant.

−

le TEF pour cette vanne équipée d’une duse de 20/64ème est de 11 %. Ce facteur multiplié par la pression du tubing (860 psi) donne l’effet tubing, 95 psi.

−

pour une température de 73 °C à la vanne, Ct is 0.84

−

pression au banc de tarage : − Potr = (Pcvo + Ptvo . Kc) * Ct − Potr = (1330 + 860*0 .11) * 0.84 = 1197 psi

−

pression casing à la fermeture de la vanne : − Pc = Potr / (1 + Kc) * Ct - ∆Pc − Pc = 1197 / (1 + 0.11) * 0,84 - ∆Pc Pc = 1238 - ∆Pc

Cette pression à la cote de la vanne correspond à une pression en surface Pc2 = 1154 psi qui doit être inférieure à Pc1 de 15 psi minimum ce qui est largement le cas. La pression du gaz en surface doit être momentanément abaissée à cette valeur pour fermer la vanne 2 quand la vanne 3 sera ouverte. −

Nous pouvons calculer Pt max v1 qui est la pression tubing maximum à la vanne 1 (maximum tubing pressure at valve 1 depth) en traçant une ligne depuis la pression en tête (point 200 psi, 0 ft) et Pcvo2 (1280 psi, 5900ft).

−

La lecture est Pt max v1 = 1040 psi. La pression d’écoulement en face de la vanne 1 ne peut être plus grande que 1040 psi durant le travail de décharge de la vanne 2, la vanne 1 étant fermée.

Etape 7 : Calcul de la profondeur et des caractéristiques de la troisième vanne : Tout le processus de calcul et de tracé doit être répété pour la 3ème vanne. Une étape supplémentaire est à inclure pour cette vanne. En effet, l’effet tubing de la vanne 2 (TE2 = 95.4 psi) doit être déduit de la pression casing. On notera que la profondeur de la vanne 2 a été déterminée sans soustraire l’effet tubing TE1 de la vanne 1 car la pression casing avait déjà été largement réduite en passant de la pression de démarrage (Pko = 1440 psi) à la pression normale d’exploitation (Pw = 1200 psi).

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45/45

Les résultats sont : −

la profondeur : Lv3 = 6800 pieds

−

la pression du casing à la vanne 3 : Pcvo = 1350 psi

−

la pression minimum du tubing à la vanne 3 : Pt min v3 = 980 psi

−

la température à la vanne 3 : Tiv3 = 77 °C

−

la pression d’écoulement au fond (Pwf = 1850 psi) correspond à 4025 blpd produits

−

4 MMscf/jour de gaz sont injectés au travers d’une duse de 22/64 ème de pouce

−

le TEF est de 13.7 % et le TE de 134.7 psi

−

Ct vaut 0.83

−

Potr = 1232 psi

−

Pcvc = 1305 psi

−

Pc3 est égal à 1075 psi, soit 79 psi inférieur à Pc2 (= 1154 psi), ce qui est acceptable. La pression en surface du gaz injecté doit être momentanément abaissé à cette valeur pour fermer la vanne 2 quand la vanne 3 sera ouverte.

Etape 8 : Calcul de la profondeur et des caractéristiques de la quatrième vanne : Encore une fois, les calculs et les tracés sont répétés mais ce sera la dernière fois car la quatrième vanne est très proche du packer. Comme pour la troisième vanne, l’effet tubing doit être déduit . Cette fois, les deux effets TE2 (95.4 psi) de la vanne 2 et TE3 (134.7 psi) de la vanne 3 sont à déduire. Pour minimiser ces effets tubing, des vannes de gros diamètres avec petits orifices doivent être sélectionnées dans la mesure du possible. La dernière vanne n’est qu’un orifice sans soufflet avec les caractéristiques suivantes : −

la profondeur de la vanne = 7150 pieds

−

la pression tubing minimum (aval duse) = 1020 psi

−

la pression casing (amont duse) = 1360 psi

−

la température à la vanne 4 = 78 °C

−

la pression fond en écoulement (Pwf=1500 psi) donne 4900 blpd

−

3.15 MMscf/ jour de gaz sont injectés au travers d’une duse de 32/64ème de pouce.

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46/46

4.3

LE POSITIONNEMENT DES MANDRINS A POCHE POUR LES TOV ‘TUBING OPERATED VALVES’ Cet exemple utilise les mêmes données que ceux utilisés pour le calcul du chapitre précédent où des vannes ‘casing operated’ étaient en place. Les divers graphes et tables nécessaires à la construction de ce nouveau graphe sont en annexe 10. Les vannes du design ont été choisies avec un soufflet chargé à l’azote assisté d’un ressort. Dans ce type de design, la production du réservoir doit être considérée stable durant toute la phase de décharge du tubing et égale au débit souhaité. Cette hypothèse simplificatrice est indispensable car il serait extrêmement plus compliqué de faire la même étude avec un débit variant au fur et à mesure que le tubing s’allège. Etape 1 : la première étape consiste à reporter sur un graphe ‘profondeur – pression’ toutes les données déjà en notre possession. Ces données sont regroupées dans une fiche en annexe 10. Les lignes suivantes sont dessinées : −

Gradient du fluide du tubing :

C’est une ligne droite. Nous connaissons la pression du réservoir Pr et sa cote Lperf (point 3460 psi – 9000 ft) et le niveau statique du fluide (point 0 psi – 1000 ft). Le réservoir n’est pas colmaté. −

Gradient du gaz dans l’annulaire :

Pour dessiner cette ligne, il est nécessaire de faire quelques calculs ou d’utiliser un graphe. L’annexe 5h explique comment trouver la pression à une profondeur donnée connaissant la pression en tête et la densité du gaz. Dans notre exemple, le gradient gaz commence à la pression Pw = 1200 psi en surface (point 1200 psi – 0 ft) et atteint 1440 psi à la cote du packer (point 1440 psi 8200 ft). De même, nous connaissons la pression du gaz au démarrage Pko (kick off gas pressure), 1440 psi qui correspond à une pression de 1680 psi au packer. Les pertes de charges annulaires du gaz sont négligeables. −

Gradient de température :

Nous avons besoin de connaître la température au niveau de la vanne pour son tarage en atelier. Il est difficile de l’estimer car elle résulte du réchauffement dû au fluide produit d’une part et d’autre part au refroidissement provenant du gaz d’injection et de la détente de ce gaz dans la duse de la vanne. Une des meilleures solutions utilisée pour connaître avec précision cette température est de descendre un thermomètre dans le puits. Pour notre design, nous traçons une ligne depuis la température fond en écoulement (Twf = 85 °C) jusqu’à la température en surface en débit (Twhf = 50 °C).

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47/47

Etape 2 : Détermination de la profondeur du point d’injection du gaz : La ligne suivante à tracer est le gradient naturel entre le milieu des perforations et le point d’injection du gaz en utilisant la courbe de gradient ‘4000 blpd’ avec 50 % d’eau (voir annexe 10). Nous devons calculer la pression fond en écoulement (bottom hole flowing pressure) connaissant l’IP (2,5 blpd/psi) et la pression statique du réservoir (3460 psi) : Pwf = Pr – (4000 / 2.5) = 3460 – 1600 = 1860 psi Cette pression est pour un GLR naturel donné (voir les données en annexe 10 => GORn = 25 Mscf / baril et WOR = 1 donnent un GLRn de 12.5 Mscf / baril). Sur la courbe de gradient sélectionnée, la ligne verticale issue de la pression 1860 psi coupe la ligne de GLR 12.5 et délimite le tronçon de courbe qui correspond au gradient de notre puits sous le point d’injection. Cette ligne reportée sur le graphe ‘pression – profondeur’ coupe le gradient gaz d’opération. Ce point vers 7800 psi est la profondeur théorique de la dernière vanne. Cependant, nous devons avoir au moins 100 psi entre la pression d’écoulement dans le tubing et la pression du gaz dans le casing. La vanne sera donc plus haute, nous obtenons 7300 pieds. Pwhf + 0,25 Pc 1200 psi 1000

500

1000

2000

3000

4000

5000

PLOT PRESSURE - DEPTH

1500

_ _ _ _ __ _ _ _ _ __ _ _ _ _ __ _ Pression tubing _ _ au GLR max pour _ 4000 blpd __ _ _ Ptcv _ 4650 _ __ _

_ 5400 _ _ 6000 _ 6000

50 psi

2000

2500

PLOT TEMPERATURE - DEPTH

3000

3500

Pressure (psi)

0

25

50

75

100 Temperature °C

KICK OFF PRESSURE OPERATING PRESSURE

Transfert Point

X

KILL FLUID GRADIENT

vanne1

68 °C

vanne2

73 °C

vanne 3

75 °C

Figure 4.3 : Conception graphique d’un puits avec vannes TO Etape 3 : Profondeur de la première vanne : La détermination des cotes des vannes est à faire à l’aide du gradient du fluide du tubing. La première vanne est à l’intersection du gradient tubing et du gradient annulaire gaz avec la pression de ‘kick off’ en tête. Nous savons pour cette première vanne : −

la profondeur de la vanne : Lv1 = 4650 pieds

−

la température dynamique à la vanne 1 : Tiv1 = 68 °C

Aussitôt que le gaz s’écoule dans le tubing, son gradient diminue et la pression dans le tubing au niveau de la vanne diminue. Nous supposons que sous la vanne la production est de 100 % d’eau et le gradient de pression est inchangé (0,1 kg/m2/m = 0.433 psi/ft). RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

48/48

Etape 4 : Calcul des caractéristiques de la première vanne : La pression de fermeture de la première vanne Ptcv doit être sélectionnée. La marge de sécurité sur l’estimation de la meilleure Ptcv sera dictée par l’expérience du champ et la précision des informations. Une pression élevée a deux avantages : −

Premièrement, si la pression en tête de puits est plus élevée que prévue, l’interférence d’une vanne supérieure est minimisée.

−

Deuxièmement, augmenter Ptcv permet de réduire la pression gaz nécessaire au transfert vers la vanne suivante, à l’exception de la dernière vanne (operating valve). Néanmoins, une pression de fermeture basse permet de diminuer le nombre de mandrins et de positionner le point final d’injection du gaz plus bas dans la complétion.

La technique suivante est recommandée pour le choix de Ptcv : −

marquer un point sur l’axe des pressions du graphe où la pression est la pression en tête de puits en débit Pwhf plus 25 % de la pression casing en exploitation (Pc) : Pwhf + 0.25 Pc = 200 + (0.25* 1200) = 500 psi.

−

tracer une ligne de ce point jusqu’au point d’injection gaz théorique à 7300 pieds.

−

l’intersection de cette ligne avec la profondeur de la vanne donne la pression de fermeture de la vanne à la profondeur de la vanne Ptcv. Pour cette première vanne nous obtenons 980 psi.

__ _ _ 5400 _ _ _ 6000 _ _ 6400 _ _ 6800 __ 7050 _ _ 7300 _

_ __ _ _ _ _ __ _ _

GAS

Tubing gradient

73 °C

vanne2

KILL FLUID GRADIENT

50 psi

vanne 3

75 °C

vanne 4

76 °C

OPERATING PRESSURE

78 °C Gas injection

GAS KICK OFF PRESSURE

100 psi

PACKER

MID PERFS Depth (foot)

1850 flowing pressure

85 °C

3460 static pressure

__

Figure 4.4 : Conception graphique d’un puits avec vannes TO Etape 5 : Profondeur de la seconde vanne : Localiser le point 50 psi au-delà de Ptcv pour tenir compte de la chute de pression dans la vanne. Ceci est le point de transfert à utiliser pour positionner la seconde vanne. En utilisant ce point comme point de transfert, nous nous assurons que la vanne 1 injectera du gaz tant que la vanne 2 ne sera pas découverte. Tracer une ligne parallèle au gradient du tubing jusqu’à croiser la ligne de pression casing d’opération ayant 1200 psi en tête. Ceci est la profondeur de la seconde vanne. Nous savons pour cette seconde vanne : −

profondeur de la vanne2 : Lv1 = 5400 pieds

−

température à la vanne 2 : Tiv1 = 75 °C

Etape 6 : Calcul des caractéristiques de la seconde vanne : Ptcv s’obtient comme effectué ci-dessus, pour la première vanne. Ptcv2 = 1080 psi.

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Etape 7 : Calcul de la profondeur et des caractéristiques des vannes suivantes: La même procédure doit être suivie pour terminer cette conception graphique jusqu’à atteindre le point d’injection final. Concernant la dernière vanne, Ptcv doit être 80 psi inférieure à la pression tubing minimum à la cote de la vanne = 1250 – 80 = 1170 psi. Etape 8 : Détermination des orifices des vannes : Sur le graphique, dessiner la courbe de gradient tubing pour la pression en tête de puits donnée (200 psi), le débit donné (4000 BLPD) et le WOR donné (= 100 % ou WLR 50 %). A chaque point de transfert, noter le GLR nécessaire. La taille des orifices sera calculée pour chaque vanne en accordance avec : −

le débit de gaz attendu

−

la pression gaz amont Pcv

−

la pression de fermeture Ptcv.

Par exemple, pour la vanne 1, nous avons : −

Le GLR est de 300 scf/jour/baril et le débit de 4000 BLPD. Ainsi, le débit de gaz sera de 300 x 4000 = 1.2 MMscf / jour.

−

Pcv = 1600 psi

−

Ptcv = 980 psi

En utilisant le charte en annexe 5c, nous trouvons qu’une duse de 8/ 64ème est nécessaire. Ceci est acceptable car il faut se souvenir que les deux premières vannes ne doivent pas avoir de duse supérieure à 8 /64ème. Etape 9 : Calcul de la pression au banc de tarage : Le chapitre 3.5.3 donne la pression dans le soufflet : Pb = Ptcv – St (1 - R) avec R et St donnés par le constructeur. et Ptro = {Pb . Ct / 1 – R} + St Pour la vanne 1 et en prenant St = 600 psi et R = 0.05 : Pb = 980 – 600 * 0.95 = 410 psi Ct est égal à 0.85 en prenant une température au banc de tarage de 18 °C et avec TIV 1 / 68 °C (voir annexe 5b) Ptro = (410 . 0.85) / 0.95 + 600 = 967 psi L’annexe 10 donne tous les graphes et tous les résultats de ce design.

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4.4

SELECTION DES VANNES Les principales différences entre les vannes ‘casing operated’ et les vannes ‘tubing operated’ sont : A.

Les TOV sont opérées par la pression du tubing à la profondeur de la vanne mais ce paramètre est difficile à connaître. De plus, la pression en tête peut fluctuer ce qui tend à rendre le puits instable. Les COV sont opérées par la pression du gaz injecté qui est une grandeur bien connue en surface et dans le puits, en outre, elle est facile à contrôler.

B.

Les TOV peuvent permettre des économies de gaz si elles sont bien tarées : si la pression du tubing vient à changer, le débit de gaz s’ajuste pour revenir au point optimum. Avec une COV, le débit gaz est stable si le débit du réservoir est stable.

C.

Le volume de gaz qui peut être injecté au travers d’une TOV est plus faible que celui injectable par une COV.

D.

Les puits équipés de TOV n’ont pas besoin de contrôle en surface sur l’arrivée gaz ce qui limite les risques de pannes. Néanmoins, avec les COV les équipements nécessaires pour contrôler le circuit gaz sont robustes et d’un entretien facile.

E.

Le gaz n’étant pas dusé en surface quand des TOV sont utilisées, il n’y a pas de risques de formation d’hydrates. Le gaz est dusé en fond de puits où les hautes températures évitent cette formation d’hydrates. Quand des problèmes d’hydrates apparaissent en surface avec les COV, une injection de méthanol ou de glycol est indispensable.

F.

Les puits avec TOV nécessitent plus de vannes dans les puits ce qui rend les complétions et les opérations au câble un peu plus complexes.

H.

Les TOV peuvent être descendues sans charger les soufflets à l’azote ce qui permet aux vannes de ne pas être sensibles à la température.

I.

Les TOV sont envahies par le fluide du tubing et ne sont pas recommandables si l’effluent est corrosif et sale.

J.

Les TOV sont capables de répartir équitablement le flot de gaz dans chacun des tubings d’une complétion double.

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4.5

LA CONCEPTION ASSISTEE PAR ORDINATEUR De nos jours, de nombreux et puissants logiciels sont disponibles sur le marché pour concevoir une installation gas-lift. Il est même rare que des designs soient faits entièrement à la main comme cela a été décrit dans les chapitres précédents. De plus en plus, les ordinateurs remplacent les tracés fastidieux et approximatifs avec beaucoup de succès grâce à leur rapidité et à leur précision. Néanmoins, il est très risqué de se lancer dans des calculs informatisés sans connaître les bases du gas-lift. Les cours théoriques permettent de mieux comprendre ce que fait la machine et de juger si les résultats sont cohérents ou pas. L’une des grandes forces des ordinateurs est de pouvoir faire des études de sensibilité qui consiste à entrer plusieurs valeurs pour une même donnée. Les résultats obtenus montrent alors comment optimiser certains paramètres pour avoir une installation plus performante. La pression tubing en tête de puits est souvent utilisée pour ce genre d’études et en quelques secondes, le programme calcule le gain de production ou de gaz injecté pour les différentes valeurs proposées. Un tel travail effectué à la main est presque impensable. Certains logiciels optimisent la répartition du gaz entre les puits et permettent une production optimum de l’ensemble du champ. Pour faire ce travail, chaque puits est étudié et une courbe de rendement du gaz est tracée. Les collectes, pipelines et autres installations de surface sont simulés pour tenir compte des pressions en tête de puits qui sont des paramètres déterminants. Le gaz est distribué en fonction de son efficacité potentielle dans chaque puits mais aussi en fonction des variations de pressions qu’il génère dans les installations de surface. Pour obtenir de bons résultats, il est indispensable, de bien connaître les données des puits et d’avoir des réservoirs stables, sans variations brusques des saturations en eau, en gaz ou des IP. Le prix d’un logiciel de gas-lift est rapidement amorti par les gains de production, l’économie de temps et la qualité du travail recueilli. Des techniciens doivent être informés à l’usage des ordinateurs en s’assurant de leurs connaissances de base du gaz lift. Citons les principaux avantages du design gas-lift assisté par ordinateur : −

Précision des courbes de gradients en di-phasique. Les calculs sont faits avec des paramètres exacts et non pas avec des paramètres contrairement aux courbes des recueils. L’ordinateur peut faire les calculs pour un tubing de 3,89’’ pouces d’ID, 45 % de WLR, une eau de densité de 1,09, une déviation de 37°, etc. Malgré le grand nombre de recueils, aucun ne fournira ces courbes et il faudra travailler avec une courbe approximative. De plus, l’ordinateur propose un grand nombre de corrélations et il est possible de choisir la mieux adaptée aux conditions du puits. De la même manière, si un test de production avec mesures de la pression fond en écoulement est disponible, le programme peut comparer ces données avec les corrélations qu’il possède en mémoire et proposer la plus proche.

−

Le logiciel accepte deux ou trois valeurs pour certaines données telles que la pression en tête, la pression du gisement, l’IP ou la pression gaz disponible. Pour chacune de ces valeurs, tous les calculs sont refaits ce qui rend possible une étude de sensibilité.

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−

Si le concepteur n’est pas satisfait des résultats, il peut en quelques minutes revoir ses données et refaire l’ensemble des calculs. Avec une étude manuelle, changer une valeur signifie en général, refaire tout le travail comme par exemple changer la pression d’injection du gaz.

Malgré toute sa puissance, un système informatique ne nous dispense pas d’effectuer deux petits travaux qui demandent un minimum de formation et qui valorisent le travail du concepteur : −

Collecter avec le plus grand soin toutes les données du puits et les saisir dans la machine avec précautions. Si des erreurs sont faites par l’opérateur, l’ordinateur ne le signalera pas sauf cas particuliers. En effet, certaines erreurs peuvent déclencher une alarme dans les logiciels bien conçus, par exemple, une densité anormale de 1,2 pour du pétrole ou une profondeur de 13 000 mètres (erreur courante quand des pieds et des mètres sont mélangés).

−

Dessiner rapidement le graphe ‘profondeurs – pressions’ pour estimer les résultats.

L’annexe 13 commente les pages de saisies proposées par un logiciel de gas-lift.

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5

LES SYSTEMES DE GAS-LIFT PARTICULIERS 5.1

LE GAS-LIFT EN CIRCUIT FERME (CLOSED-CIRCUIT GAS-LIFT) Dans un circuit de gas-lift fermé, les puits reçoivent du gaz haute pression de compresseurs installés à proximité des puits. Ce gaz injecté se mélange au gaz de formation et est récupéré en surface dans des séparateurs. Il alimente ensuite les compresseurs pour être à nouveau comprimé et réinjecté dans les complétions. Des micro-installations de compression pour alimenter quelques puits isolés sont devenues très courantes car elles permettent une mise en service rapide et à faible coût. Des fournisseurs proposent des unités intégrées pour un puits comprenant tous les équipements de compression et de séparation. Leur mise en service ne nécessite que du travail de tuyauterie sur la tête de puits pour la relier à l’unité. L’énergie nécessaire à la compression du gaz est très souvent fournie par des moteurs fonctionnant avec le gaz des puits. En général, le système reste autonome car le gaz additionnel provenant de la formation compense le gaz brûlé.

5.2

LE GAS-LIFT AVEC GAZ A HAUTE PRESSION (HIGH PRESSURE GAS LIFT) Quand du gaz à haute pression est disponible, la conception d’un gas-lift devient très simple. Le nombre des vannes de décharge se réduit et souvent ces vannes ne sont pas nécessaires. Une simple vanne opératrice est installée et elle se compose d’un simple orifice muni d’un clapet anti-retour. Les avantages du gas-lift haute pression sont nombreux : −

un démarrage très rapide et sans problème,

−

un fonctionnement sans soucis durant la phase d’exploitation,

−

une plus grande flexibilité pour faire du gas-lift double,

−

un travail au câble très réduit (intéressant sur les puits déviés),

−

pas de bouchage des vannes dans les puits avec solides ou paraffine.

Si la pression du gaz est trop forte, le gaz doit être détendu dans des installations dédiées pour éviter le dusage en tête de puits où des hydrates peuvent se former. Si le casing peut supporter de hautes pressions, il est préférable de duser en fond de puits où la température empêche la formation des hydrates. Après séparation, le gaz doit être recomprimé pour être exporté ou ré-injecté dans les puits. On notera que certains opérateurs décident de faire du gas-lift HP sans posséder de champ à gaz haute pression. L’investissement d’une station coûteuse est compensé par les avantages cités ci-dessus.

5.3

LE GAS-LIFT AVEC IP ÉLEVÉS (HIGH PRODUCTION INDEX) Les puits à fort indice de productivité sont capables de produire des débits très importants de liquides mais qui nécessitent de gros volumes de gaz d’injection. Des vannes à grosse section de passage doivent être mises en place et parfois plusieurs vannes sont installées en parallèle. Ceci est possible en plaçant deux mandrins, l’un au-dessus de l’autre mais rarement plus. Des prototypes de mandrins avec plusieurs logements pour vannes existent. Des problèmes de mise en place et de remontée des vannes au câble sont restés insolubles d’autant que le marché de tels produits est très limité.

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Il est recommandé d’éviter de placer plusieurs vannes 1’’ en parallèle même si cette pratique permet d’épurer des stocks en sommeil. Mieux vaut une seule vanne 1’’½ qui permet de laisser passer de gros volumes de gaz et qui a un fonctionnement bien meilleur. Les petits soufflets des vannes 1’’ ont des difficultés à s’ouvrir complètement dans les conditions de gros débits. Pour la vanne opératrice (la dernière), un orifice est mis en place. De nombreux opérateurs n’utilisent pas un mandrin standard avec vanne et préfèrent un mamelon percé avec une duse récupérable au câble. Ceci permet d’utiliser des orifices de gros diamètre. Outre les équipements existants, il est courant de descendre dans les puits des mamelons ‘faits sur mesure’ et qui fonctionnent très bien. Le choix du type de vannes, ‘tubing operated’ ou ‘casing operated’, dépend en particulier de la pression du gaz injecté et de la pression d’écoulement au niveau de la vanne. Si la pression du gaz est nettement supérieure à la pression dans le tubing, il devient possible de créer une chute de pression de quelques bars à chaque palier de la phase de décharge du tubing. Dans ce cas, les vannes CO sont préférables et permettent en particulier de bien suivre le comportement du puits de la surface d’où le passage d’une vanne à l’autre se distingue très bien. Quand au niveau de la vanne, les pressions du gaz annulaire et du fluide produit sont proches, il devient impossible de créer des chutes de pressions du côté gaz et les vannes TO sont à utiliser. Rappelons que la plupart des vannes TO sont insensibles à la température qui est un paramètre très fluctuant dans les puits à gros débits.

5.4

GAS-LIFT DOUBLE

5.4.1

Design d’un puits avec gas-lift double La première difficulté du gas-lift double est la décharge du puits. Le niveau annulaire étant commun aux deux tubings, ils doivent avoir le même débit de décharge de fluide en surface. De plus, les réservoirs produits sur chaque tubing possèdent des caractéristiques différentes, ce qui complique la conception. Les mandrins de la zone la moins bonne doivent se situer un peu au-dessus de ceux de la zone la meilleure afin que ses vannes reçoivent le gaz légèrement en avance. Une autre difficulté réside dans l’impossibilité de régler les volumes de gaz injecté dans chacun des tubings par action sur la duse de surface. Le partage du gaz entre les deux tubes est fait par les vannes opératrices en fond de puits dont le choix et le tarage sont très délicats. Ce partage devra fonctionner au début de la mise en service du puits mais aussi dans le temps quand les paramètres du réservoir évolueront (pression de gisement, WOR, BSW, etc.). Il est courant dans ce type de conception que l’un des tubings reçoive de plus en plus de gaz au dépend de l’autre. Il en résulte d’une part, une réduction de la production du tube sous alimenté et d’autre part, une perte d’efficacité du tube sur alimenté. Prenons par exemple, un puits équipé d’une duse fixe sur chaque tubing, si la pression d’écoulement d’un tubing baisse, le débit de gaz injecté augmente. L’arrivée de gaz supplémentaire fait à nouveau chuter la pression d’écoulement de ce tubing, ce qui amène une nouvelle augmentation du débit de gaz. Le système ne se stabilisera que lorsque la capacité maximale du tubing sera atteinte avec une consommation de gaz bien plus élevée que nécessaire. Le puits ne fonctionnera pas à son GLR optimum mais à son GLR maximum.

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Une bonne conception devra : −

permettre un partage correct et stable du gaz entre les deux tubings,

−

offrir le meilleur rendement possible du gaz injecté sur chacun des tubings,

−

permettre une compensation automatique des faibles variations des paramètres du réservoir afin de ne pas refaire trop souvent le tarage des vannes opératrices (ou le changement des orifices).

Les vannes ‘tubing operated’ sont à préférer car sensibles à la pression du tubing qu’elles tendent à conserver constante. Il y a un cas où les vannes TO auront un comportement défavorable. C’est lorsqu’un tubing doit être dusé en tête de puits pour quelque raison que ce soit. La vanne de fond recevant une pression tubing soudainement plus élevée, injectera plus de gaz pour faire baisser la pression tubing ce qui neutralisera l’effet de dusage en tête de puits. 5.4.2

Les limites du gas-lift double Le gaz lift double est peu utilisé car difficile à faire fonctionner. Ses principales limites sont :

5.4.3

−

opérations au câble nombreuses,

−

nécessité de faire un design très précis et de le surveiller,

−

nécessité de souvent faire des tests de production pour vérifier le comportement des tubings,

−

besoin d’avoir une pression casing stable.

Gas-lift double avec gas HP disponible Quand du gaz haute pression est disponible, un système de gas-lift double sans vanne de décharge devient possible. Seules les vannes opératrices sont descendues équipées d’orifices fixes. En imposant un débit de gaz aux ‘’conditions critiques’’, le débit devient indépendant de la pression d’écoulement dans les tubings au niveau des orifices (pression avale du gaz). Ainsi, toutes variations en aval des duses n’affecteront pas l’amont c’est-à-dire, le débit et la pression du gaz. L’annexe 5c rappelle les bases de la physique des gaz au travers d’une duse.

5.5

LE GAS-LIFT INTERMITTENT

5.5.1

Considérations générales Dans une installation de gas-lift intermittent, des bouchons de gaz sont envoyés périodiquement en fond de puits pour remonter l’huile du tubing par pistonnage. Nous assistons à trois phases : −

une phase d’injection à grand débit de la bulle de gaz en fond de puits,

−

une phase de production où la bulle de gaz remonte et pousse l’huile du tubing à la surface par pistonnage,

−

une phase de purge du tubing pour éviter de créer une contre pression sur la couche et de remplissage du fond du puits d’huile provenant du réservoir.

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Il est utilisé dans des puits déplétés où la pression réservoir est très basse. L’indice de productivité est aussi un paramètre à prendre en considération et un indice faible incite à opter pour ce genre d’activation. En fait, il convient de s’intéresser à la valeur de la pression en débit en face du réservoir. Une faible pression d’écoulement incite à prévoir une installation de gaz lift intermittent. La production de ces puits est médiocre, de l’ordre de 300 barils / jour (2 m3 /heure) dans un tubing 3½. Néanmoins, cette production est souvent très appréciée du point de vue économique car concerne de vieux puits financièrement amortis et ces barils additionnels ont une forte valeur ajoutée. Le gas-lift intermittent est déconseillé dans les tubings ou annulaires de gros diamètre car la bulle de gaz parvient à cheminer au travers de l’huile, ce qui réduit grandement l’efficacité de l’installation. Quand le gaz provient de compresseurs, il n’est pas conseillé de les démarrer et de les arrêter pour suivre les cycles d’injection. Il est donc nécessaire dans ce cas d’installer des unités de stockage. 5.5.2

Les équipements Les équipements du gas-lift intermittent diffèrent de ceux du gas-lift continu sur quelques points : −

un clapet anti-retour au-dessus du réservoir est posé sous le point d’injection du gaz pour éviter que la bulle de gaz ne soit injectée dans la formation,

−

la vanne opératrice doit avoir un orifice de gros diamètre pour permettre un débit de gaz important et forme ainsi la bulle au plus vite,

−

un contrôleur de gaz doit être installé en surface pour commander automatiquement les cycles d’injection et d’arrêt.

Pour les puits à forts indices de productivité et basse pression de réservoir, une chambre à gros diamètre est incorporée dans le bas du tubing pour permettre une plus grande accumulation d’huile en fond de puits. 5.5.3

Conception et calculs Il est important de savoir qu’une étude de gas lift intermittent un travail délicat bien qu’il paraisse simple à priori. Les mécanismes sont complexes et beaucoup de calculs sont approximatifs et empiriques avec usage de quelques ‘règles du pouce’. Après une première étude théorique, l’installation est faite. Ensuite, à l’aide de tests et d’observation, les différents paramètres sont alors ajustés. Quand plusieurs puits sont concernés par le gaz lift intermittent, le comportement de chacun doit permettre de mieux parfaire la mise au point de tous les autres puits. L’estimation du débit : Ce premier travail oblige à estimer la durée d’accumulation du gaz (feed-in period) et son volume, la durée de la phase production où le gaz remonte (lift period) et la durée d’évacuation du gaz haute pression arrivé en tête de puits (pressure reduction period). A partir de ces valeurs, on connaîtra la durée d’un cycle complet, le nombre de cycles par jour et donc le débit journalier. En moyenne un cycle dure 3 minutes par 1000 pieds de complétion. Soit 24 minutes pour un réservoir situé à 8000 pieds. Ce débit est à diminuer des retombées de liquide qui peuvent être très importantes dans les puits profonds et à gros diamètres. L’estimation est un pourcentage de retombées de 5 à 7% par 1000 pieds. Ainsi, un puits profond de 5000 pieds perdra de 25 à 35% de l’huile poussée par le bouchon de gaz.

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Il est important d’apporter le maximum de soin à ces estimations en utilisant l’expérience de puits voisins ou l’historique du puits concerné. Le design de la séquence de décharge : La décharge d’un puits en gas-lift intermittent nécessite moins de vannes de décharge que pour le gaz lift continu. Il existe différents moyens de concevoir la phase de décharge tous similaires à ceux du gas-lift continu. La vitesse de remontée du bouchon liquide poussé par le gaz est de l’ordre de 500 m/minute. Cette vitesse élevée réduit les retombées d’huile et améliore le rendement de l’installation. A la fin d’un cycle, le puits est purgé et il ne reste que du gaz à basse pression avec en suspension les liquides retombés. Le gradient est très faible de l’ordre de 0,01 à 0,03 psi/ft. 5.5.4

Les chambres Un puits avec chambre est une installation de gas-lift intermittent particulière. Les complétions à chambre sont réservées aux puits ayant de très basses pressions de fond. La chambre peut être constituée par l’espace compris entre deux packers ancrés au-dessus des perforations ou par un tube de gros diamètre (voir dessin en annexe 11b). L’effluent entre dans la chambre au travers d’un clapet anti-retour (standing valve) et remplit la chambre et le tubing. Une vanne de purge permet l’évacuation du gaz piégé dans la chambre. Le contrôleur de gaz en surface (Intermitter) ouvre alors l’alimentation en gaz qui va pressuriser le casing. A l’ouverture de la vanne opératrice en fond de puits, le gaz entre dans la chambre ce qui provoque la fermeture de la vanne de purge. Le liquide contenu dans la chambre est ensuite poussé au bas du tubing puis dans le tubing suivit de la bulle de gaz. Le contrôleur en surface ferme l’alimentation de gaz ce qui provoque la fermeture de la vanne opératrice. A la fin du cycle de remontée du liquide et de la purge du bouchon de gaz, la basse pression de la chambre permet à la vanne de purge de s’ouvrir ce qui évite de piéger du gaz dans le haut de la chambre. Le liquide de la formation peut alors entrer dans la chambre au travers du clapet anti-retour et un nouveau cycle débute. Les vannes de décharge et le contrôleur de gaz d’une installation avec chambre sont réglés comme pour une installation de gaz-lift intermittent.

5.5.5

Les ‘plungers’ Afin de réduire les retombées d’huile au travers du bouchon de gaz lors de la phase de production en gaz lift intermittent, il est possible d’introduire dans le puits un plunger. Cet outil joue le rôle de racleur et est positionné en fond de puits dans un mamelon. A l’injection de la bulle de gaz, il remonte tout le long de la complétion poussé par le gaz en poussant lui même le volume d’huile. Grâce à sa forme plein trou, le plunger empêche l’huile de descendre par gravité. Arrivé en surface, le plunger est capturé dans un réceptacle (plunger catcher) situé au-dessus de la tête de puits ce qui permet la purge du gaz. A la fin de la purge, il est libéré et chute jusqu’à son mamelon en fond de puits. Un nouveau cycle commence.

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6

LES OPERATIONS DE SURFACE DU GAS-LIFT 6.1

ANALYSE D’UNE OPERATION GAS-LIFT

6.1.1

Installation avec gas-lift continu D’importantes améliorations peuvent être apportées dans les puits en gas-lift au niveau du débit d’huile produite comme au niveau du rendement du gaz injecté. Pour cela une analyse des performances des puits est à faire régulièrement afin de détecter d’éventuelles anomalies.

6.1.1.1 Méthodes à utiliser pour analyser une installation de gas-lift La liste ci-dessous, résume les divers types de mesures et les procédures utilisées pour analyser une installation en gas-lift : 1.

Enregistrement sur le même graphe des pressions en surface du tubing et du casing,

2.

Mesure des volumes de gaz injecté,

3.

Lecture en surface des températures,

4.

Observation visuelle des installations de surface,

5.

Test de production des puits avec différents débits de gaz injecté,

6.

Mesure de pression dans les puits en statique et en production,

7.

Mesure de température dans les puits en statique et en production,

8.

Détermination du niveau liquide par des méthodes acoustiques.

L’annexe 14 donne quelques exemples d’enregistrements de pression pris en surface accompagnés de commentaires. 6.1.1.2 Les données de surface Une variation de la pression enregistrée en surface est une indication importante et en général, signifie qu’un changement anormal a eu lieu dans le système. Une augmentation de la pression du tubing en débit en tête de puits provient souvent d’une modification en surface (pont de paraffine dans la collecte, pression de la ligne, pression du séparateur, etc.). Elle peut provenir aussi d’une augmentation du débit de gaz injecté. Une diminution de la pression du tubing en écoulement indique une chute de volume ou de pression du gaz d’injection, la rupture d’une ligne ou une modification à la station. D’autres événements importants peuvent être détectés par une bonne interprétation des enregistrements de surface : le passage d’une vanne de gas-lift à une autre, les bouchons d’eau, le bouchage par du sable, un trou dans le tubing, une consommation excessive de gaz, une chute de production, etc.….

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Mesures des volumes de gaz : Le suivi des volumes de gaz injectés sert à déterminer l’efficacité de l’installation. Le volume total de gaz (dissout + injecté) est mesuré au séparateur et le volume produit par la formation est obtenu en soustrayant le volume de gaz injecté. Lecture des températures de surface : L’effet de la température sur les caractéristiques du gaz-lift est non négligeable. Ainsi, les mesures de température en surface doivent être comparées aux valeurs utilisées lors du design et de forts écarts doivent nous inciter à revoir les calculs de tarage et parfois à remonter les vannes pour modifier ce tarage. De même, une brusque variation de la température en tête de puits est l’indication d’un changement dans le fonctionnement du puits. Cette température est intimement liée au débit du puits. Observation visuelle des installations de surface : Certains défauts de l’installation peuvent être détectés en surface par une simple observation visuelle des installations : 1.

Collectes et lignes mal conçues : coudes, diamètres trop petits, etc.…,

2.

Pression du séparateur trop élevée,

3.

Paraffine ou autres sédiments dans les lignes,

4.

Restriction dans la tête de puits ou l’arbre de Noël,

5.

Formation de glace aux points de restriction,

6.

Restrictions sur la ligne gaz provoquant une faible pression d’injection et de petits volumes injectés,

7.

Ecart insuffisant en tête de puits entre la pression tubing et la pression du gaz injecté.

Tests de production pour déterminer les productions d’huile et de gaz : Les tests de production des puits permettent de déterminer l’efficacité d’un puits en gas-lift en étudiant les volumes produits et les volumes injectés. Il faut tracer la courbe des performances de chaque puits. Cette courbe est la relation entre le volume de liquide produit et le volume de gaz injecté en conservant constant tous les autres paramètres, en particulier la pression en tête de puits. 6.1.1.3 Les mesures de sub surface Mesures de pression : Les mesures de pressions de sub-surface sont le meilleur moyen pour analyser une installation gas-lift. Elles sont d’ailleurs très souvent utilisées car très simples à mettre en œuvre. Les mesures statiques (puits fermé) permettent de déterminer le niveau statique du fluide, son gradient et la pression en fond de puits. Les mesures en dynamique (puits en production) localisent le point d’injection du gaz, les fuites dans le tubing, les problèmes de vannes ou les injections en plusieurs points. Elles donnent aussi le gradient en écoulement en-dessous et en-dessus du point d’injection du gaz ainsi que la pression en écoulement au niveau du réservoir. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

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Ces mesures ont le grand avantage de fournir les pertes de charge en di-phasique et de permettre le recalage des corrélations existantes. Enfin, un test de production précis jumelé avec des mesures de pressions dans le puits permet de calculer l’indice de productivité du puits (IP). Mesures de température : Les mesures de température avec puits fermé (conditions statiques) ou avec puits en production apportent des données précises pour le calcul des installations et en particulier pour le tarage des vannes. Un profil de température peut en outre, localiser une fuite de vanne ou la position de la vanne opératrice. Détermination du niveau du puits par mesure sonique (well sounding measurement) : Les appareils de mesure par ondes soniques servent à déterminer le niveau liquide de l’annulaire avec le puits en production. Ils donnent ainsi la profondeur de la vanne opératrice. Ces mesures ne sont pas toujours précises. 6.1.2

Installation de gas-lift intermittent

6.1.2.1 Les types de contrôleurs de surface L’efficacité d’une installation en gas-lift intermittent dépend en grande partie du bon fonctionnement du contrôle du gaz en surface. Contrôleur mécanique des cycles : C’est le type de contrôleur de surface le plus utilisé. Une roue actionnée par une horloge opère une vanne motorisée sur la ligne d’injection du gaz à des intervalles pré-réglées. Des phases d’injection et d’arrêt sont ainsi crées. Ce contrôleur est flexible car la fréquence du cycle et la durée des injections peuvent être ajustées sans difficultés. De plus en plus souvent, les horloges sont remplacées par des circuits électroniques. Son désavantage est qu’il nécessite une source d’énergie pour actionner l’horloge et un grand nombre d’équipements annexes. Il n’est pas recommandé pour les systèmes où plusieurs puits proches peuvent s’ouvrir simultanément et faire chuter la pression d’alimentation du gaz. Contrôle par duse de surface : Le seul équipement nécessaire pour utiliser cette méthode est une duse variable. Le contrôle de l’injection est assuré en changeant l’ouverture de la duse. Les grandes tailles augmentent la fréquence des cycles d’activation alors que les petites la diminuent. Aussi bien les vannes ‘tubing’ ou ‘casing operated’ peuvent être utilisées avec cette méthode. Cependant, si des vannes ‘casing operated’ sont utilisées, elles doivent être d’un type non équilibré et conçues pour la méthode d’injection par duse de surface.

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6.2

PROCEDURES DE DEMARRAGE ET RECOMMANDATIONS

6.2.1

Précautions générales et phase de décharge du puits Le démarrage d’un puits en gas-lift consiste principalement à remplacer le fluide annulaire (gas-lift direct) par du gaz. Ensuite, ce gaz passera naturellement dans le tubing si le tarage des vannes a été bien fait. Il importe pour que le démarrage soit un succès que les conditions initiales utilisées durant les calculs soient celles du démarrage. Prenons un exemple courant : le démarrage d’un puits plein de saumure a été calculé avec un niveau liquide à 300 mètres sous le sol. Le fluide annulaire qui passe dans le tubing, était sensé se perdre dans le réservoir ce qui aurait maintenu le niveau liquide à la même cote. Or, la formation est colmatée et le niveau remonte dans le tubing en faisant augmenter la pression tubing à la vanne. La pression annulaire ne sera jamais assez forte pour atteindre la première vanne. Le principal danger de la phase de décharge du tubing est l’endommagement des sièges des vannes et des clapets anti-retour. Le fluide contenu dans l’annulaire doit être circulé dans le tubing lors du remplissage en gaz du casing. Ce fluide est souvent souillé et chargé de fines particules de solides et sa vitesse de passage dans les vannes ne doit pas être trop élevée. Le problème s’aggrave pour les puits équipés de vannes TO car le fluide annulaire est en contact avec le mécanisme des vannes. Pour éviter cela, un fluide propre doit être circulé dans le puits avant la pose des vannes. Auparavant, le casing aura été nettoyé et gratté avant la descente de la complétion. D’une manière générale, toutes les conduites du gas-lift doivent être propres. Les dépôts et plaques de rouille qui habillent les tuyaux et casings anciens sont de véritables dangers pour les vannes. Durant la phase de décharge, le fluide du casing passe dans le tubing au travers des vannes de gas-lift ouvertes avec un effet de tube en U. Le tubing étant plein de liquide, il n’y a aucune production possible et au contraire des pertes de liquide dans le réservoir peuvent se produire. La pression du casing doit croître très lentement pour limiter la vitesse du fluide dans les vannes. Si la pression gaz était appliquée subitement sur le casing, une pression différentielle proche de la pression du circuit gaz apparaîtrait au travers des vannes de gas-lift et le fort débit de liquide endommagerait les sièges.

6.2.2

Démarrage d’une installation de gas-lift continu Chaque société possède ses propres règles de démarrage des puits en gas-lift. La procédure ci-dessous, est souvent appliquée : 1.

Purger la pression en tête de tubing

2.

Ouvrir complètement la duse en tête de puits

3.

Ouvrir l’alimentation gaz et ajuster son débit pour que la montée en pression ne dépasse pas 50 psi toutes les 10 minutes jusqu’à atteindre 300 psi

4.

Augmenter le débit gaz de 100 psi toutes les 10 minutes jusqu’à ce que la première vanne soit découverte

5.

Ajuster le débit de gaz à la valeur de design de la vanne 1.

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6.2.3

Démarrage d’installation de gas-lift intermittent Contrôleur mécanique des cycles : L’unité de contrôle doit être ajustée pour que la fréquence des injections soit élevée et de courte durée durant la phase de décharge du tubing. Par exemple, 30 secondes d’injection de gaz toutes les 5 minutes permet une montée en pression du casing graduelle jusqu’à ce que la première vanne se découvre. Une plus grande quantité de gaz sera utilisée durant la phase de décharge que durant la phase d’exploitation normale. Au fur et à mesure que le liquide annulaire descend, la durée des injections de gaz doit être rallongée pour laisser plus de temps au tubing pour se remplir. De même, la fréquence des cycles d’injection doit diminuer pour laisser aux vannes de décharge, le temps de se fermer. Contrôle par duse de surface : Durant le démarrage, la taille de la duse de surface doit être bien plus petite que celle de la vanne de décharge pour permettre à la pression du casing de décroître à la pression de fermeture de la vanne. Comme pour le gaz lift continu, il n’y a pas de risque de créer une forte pression différentielle au travers des vannes si la pression du casing est augmentée lentement durant la décharge. La durée de la phase de décharge est plus longue avec un contrôle par duse que par un contrôleur mécanique de surface.

6.3

DETECTION DE PANNES

6.3.1

Gas-lift continu Les performances des réservoirs changent avec le temps tout comme les conditions mécaniques des vannes de gas-lift. Ainsi, pour qu’une installation de gas-lift continue à fonctionner correctement, l’observation permanente des indicateurs de surface est indispensable. Cette observation inclut l’analyse des tests de production, des enregistrements des pressions du casing et du tubing, des volumes de gaz injecté, du gradient de pression en débit, de la pression statique du réservoir et des caractéristiques en débit. Les outils donnés ci-dessous, sont des aides précieuses pour la détection de mauvais fonctionnement : −

les enregistreurs de pressions à plusieurs pistes installés à la surface,

−

les tests de puits en production,

−

l’analyse de la pression de fermeture des vannes,

−

les enregistrements de gradients de sub-surface (pression et température),

−

les mesures acoustiques du niveau annulaire.

Des exemples d’enregistrements de pression sont donnés en annexe 14 avec des commentaires.

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63/63

6.3.2

Gas-lift intermittent L’enregistrement des pressions du tubing et du casing est essentiel pour l’analyse d’un puits en gas-lift intermittent et surtout au premier démarrage. Voir quelques exemples en annexe 15. Sur la pression du tubing, surveiller la largeur des pics et si la pression retourne bien sur la ligne de pression normale. Dans la plupart des installations, un pic étroit et haut indique une bonne intermittence avec de longs bouchons de liquide plutôt qu’un percement du gaz au travers du liquide ou des bouchons di-phasiques. Un pic étroit mais bas signale que le bouchon de liquide est trop court dès le début de sa montée vers la surface. Ceci peut être dû à une basse pression en fond de puits ou à une fréquence trop élevée des cycles d’injection. Un pic large peut signaler une pression en tête du tubing excessive dont les causes sont multiples : restrictions, paraffine, etc. Il peut aussi être dû à un bouchon de liquide trop long ou envahi par le gaz. En général, les pics hauts et larges sont dus à une pression en tête trop élevée et les petits à un bouchon de liquide aéré ou à une émulsion. La pression du casing qui baisse rapidement indiquera un bon fonctionnement. Une baisse lente de la pression du casing indiquera un mauvais fonctionnement. Toutefois, les puits à gros casings et niveau liquide bas auront un temps de purge lent même si le fonctionnement est correct. Utilisation des données de sub surface dans la recherche des pannes : L’analyse complète du fonctionnement d’une installation gas-lift nécessite des mesures de pression dans le puits. Ces mesures serviront à évaluer l’état de l’installation, à éventuellement la recalculer ou à chercher l’origine d’un mauvais fonctionnement. Durant leur descente, les capteurs de pression peuvent mesurer le niveau liquide en statique, le gradient liquide statique et la pression du réservoir. En faisant des arrêts réguliers en-dessous et au-dessus du niveau liquide, on obtient les gradients du liquide et du gaz ainsi que la cote de l’interface liquide gaz. L’enregistrement en fond de puits de la remontée de pression (pressure build-up) après une période de production permet de calculer la productivité de la couche qui est une donnée importante pour effectuer le design. Les mesures de sub surface sont parfois indispensables pour localiser la vanne opératrice d’un gas-lift intermittent. Pour les réaliser, il faut positionner les capteurs sous chaque vanne à tour de rôle durant au moins un cycle complet. Pour localiser une vanne fuyarde, le même programme de mesures est à mettre en œuvre mais dans ce cas, des mesures de températures sont souvent plus utilisées car plus probantes.

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

64/64

Mauvais fonctionnements Le puits ne se décharge pas. Quand un puits ne parvient pas à démarrer et que la première vanne ne peut être découverte, il est recommandé de remplir le tubing de gaz (rocking). Ceci s’effectue en appliquant graduellement la pression du gaz sur le tubing. Ainsi, le fluide du puits sera injecté dans la formation et découvrira la première vanne à condition qu’il n’y ait pas de clapet posé dans le tubing et que la couche ait une injectivité suffisante. Vanne coincée ouverte. Quand une vanne est coincée en position ouverte, le tubing doit être fermé et la pression du casing doit être augmentée à une valeur supérieure à la pression d’ouverture de la vanne. La pression du tubing est alors réduite le plus rapidement possible, en le purgeant si possible à l’atmosphère. Ceci crée une forte pression différentielle au travers de la vanne et peut éliminer des débris encombrant la vanne. Des exemples d’enregistrements de pression en surface sont donnés en annexe 15 avec commentaires.

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65/65

Annexe 1 : TABLE DE CONVERSION DES UNITES DE MESURES anglais vers métrique longueur

surface

volume

1

inch

=

1

foot

=

1

yard

=

1

mils

=

1

miles Us

=

1

in2

=

1

ft2

=

1

acre

=

1

in3

=

1

ft3

=

1

yard3

=

1

bbl

=

1

bbl

=

1

US gal

=

1

imp gal

=

métrique vers anglais

25,40 0,3048 0,914 0,0254 1609,3

mm

645,16 0,0929 4046,9

mm2

16,387 28,317 0,7646 158,97 42 3,785 4,546

cm3

0,06895 0,0703 6,895 100 1,0197 1333 1,0133

bar

1

mm

=

m

longueur

1

m

=

m

1

m

=

mm

1

mm

=

m

1

km

=

1

mm2

=

m2

surface

1

m2

=

m2

1

m2

=

1

cm3

=

litres

volume

1

m3

=

m3

1

m3

=

litres

1

m3

=

US gal

1

US gal

=

litres

1

litre

=

litres

1

litre

=

0,039 3,281 1,094 39,323 0,6214

inch

0,00155 10,764 0,0002471

in2

0,06102 35,314 1,31 6,290 0,024 0,264 0,220

in3

14,503 14,225 0,145 0,010 0,9807 0,000750 0,9869

psi

1000 1000000 645,1613

cP

2,205 0,0353 0,0154 1,0130 0,9842

lbs

150,94 6,29 35,314

bbls/day

foot yard mils miles Us

ft2 acre

ft3 yard3 bbl bbl US gal imp gal

= pression

viscosité

poids

débit

température

densité

1

psi

=

1

psi

=

1

psi

=

1

bar

=

1

bar

=

1

cm Hg

=

1

atmospher

=

1

cP

=

1

cSt

=

1

cSt

=

1

lbs

=

1

ounce

=

1

grain

=

1 1

short tons long tons

= =

1

bbls/day

=

1

bbls/day

=

1

cft/day

=

1

bar

=

kg/cm2

1

kg/cm2

=

K.pascal

1

K.pascal

=

K.pascal

1

K.pascal

=

gk/cm2

1

gk/cm2

=

pascal

1

pascal

=

bar

1

bar

=

0,001 0,000001 0,00155

pascal.sec

0,454 28,350 64,800 987,190 1016,100

kg

0,006625 0,159 0,02832

m3/ hour

1

pascal.sec

=

m2.sec

1

m2.sec

=

in2/sec

1

in2/sec

=

gradient flotaison

1

couple

lbs/ gal

=

API°

=

viscosité

1

kg

=

g

1

g

=

mg

1

mg

=

kg kg

1 1

metric ton metric ton

= =

poids

1

m3/ hour

=

m3/ day

1

m3/ day

=

m3/ day

1

m3/ day

=

1°F = (1,8 * °C) + 32 1°F / ft = 1,8 °C / m °R = °F + 459,7 = 1,8 °K degrés absolus °K = (°F + 459,7) / 1,8 1

pression

8,3370 kg/ dm3 (141.5/ sp. Gr.) - 131.5 0,4335 psi/ft (7,851 -sp. Gr) / 7,851

sp. Grav.

=

buoy. Factor

=

1

ft.lbs

=

0,138

GOR / GLR

1

ft3 / bbl

=

IP

1

bpd/ psi

=

débit surface

6000 7

bbls/ day in2

=

vitesse

1

ft/s

=

1

ft/mn

=

1,0973 0,508

salinité

1

grain/gal US

=

58,4200

g/l

énergie

1

btu

=

1055,10

Joule

débit

température

densité

psi bar bar cm Hg atmospher

cSt cSt

ounce grain short tons long tons

bbls/day cft/day

1°C = (°F - 32) / 1,8 1°C / m = 0,55 °F / ft °R = (1.8 °C) + 491.7 = 1.8 °K degrés absolus °K = °C + 273 1

gradient flotaison

1

kg.m

couple

0,1781

m3/m3

0,2262 8,020

psi

kg/ dm3

=

sp. Grav.

=

lbs/ gal 0,12 141.5/ (131.5 + sp. Gr) kg/cm2/m 0,10 (7,851 -sp. Gr) / 7,851

sp. Grav.

=

buoy. Factor

=

1

kg.m

=

7,2330

GOR / GLR

1

m3/m3

=

5,615

ft3 / bbl

(m3/d)/(kg/cm2)

IP

1

(m3/j)/(kg/cm2)

=

4,420

bpd/ psi

ft/s

débit surface

l/s cm2

=

(flowing speed) km/h

249,525

cm/s

(flowing speed)

1

km/h

=

cm/s

=

0,911 1,969

ft/s

1 salinité

1

g/l

=

0,017

grain/gal US

énergie

1 1 1

joule joule joule

= = =

0,000948 0,2388 0,1020

vitesse

cm/s

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10 40

ft.lbs

Annexe 1

ft/mn

btu cal kgm

66/66

Annexe 2 : LES SYMBOLES Les formules utilisées dans les manuels de gas-lift utilisent de nombreux symboles. Chaque lettre possède une signification et avec un peu d’habitude, il est possible de comprendre la signification du codage. Une certaine logique est utilisée mais elle n’est pas toujours facile à respecter. Les principales règles sont données ci-dessous : Première lettre : dimension du paramètre en majuscule : A

:

Surface (Area)

G

:

Gradient (Gradiant)

L

:

Profondeur (Depth)

P

:

Pression (Pressure)

Q

:

Quantité (Quantity)

T

:

Température (Temperature)

Deuxième lettre : pour les surfaces, profondeurs, pressions et températures, cette lettre donne l’endroit où le paramètre s’applique : b

:

dans le soufflet (bellows)

c

:

dans le casing

p

:

à l’orifice (port)

perf :

aux perforations

r

:

au réservoir (reservoir)

t

:

dans le tubing

v

: à la vanne

wh

:

à la tête de puits (wellhead)

Par exemple

: - Ab est la surface du soufflet

- Lperf est la cote des perforations

:

pour les quantités, cette lettre donne la nature du corps concerné :

g

:

gaz (gas)

liq

:

liquide (liquid

oil

:

huile (oil)

wat :

eau (water)

De plus, un chiffre peut apparaître pour donner la position de la vanne concernée. La vanne la plus haute, est la vanne 1. Par exemple, Lv1 est la profondeur de la vanne 1, Ptv3 est la pression tubing de la vanne 3, etc. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 2

67/67

Principales abréviations du cours Ab

Surface du soufflet (Bellow area)

Ap

Surface de l’orifice d’une vanne (Port area of a valve)

CE

Effet du casing (Casing effect = CEF * Pcv)

CEF

Facteur d’effet de casing pour les TOV (Casing effect factor)

COV

Vanne opérée par la pression casing (Casing Operated Valve)

Dp

Diamètre de l’orifice (Port diameter)

Fc

Facteur de compressibilité (Compressibility factor)

Gg

Densité du gaz (Gas specific gravity)

GLR

Ratio d’une quantité de gaz sur une quantité de liquide (Gas liquid ratio)

GLRi

GLR injecté : Ratio du gaz injecté sur le liquide produit (Injected Gas GLR)

GLRn

GLR nature l : Ratio du gaz de formation produit sur le liquide produit (natural GLR)

GLRt

GLR total : Ratio du gaz total (injecté + naturel) sur le liquide produit, huile eau (total GLR)

GOR

Ratio d’une quantité de gaz sur une quantité d’huile (Gas oil ratio)

GORi

GOR injecté : Ratio du gaz injecté sur l’huile produite (Injected Gas GOR)

GORn

GOR naturel : Ratio du gaz de formation produit sur l’huile produite (natural GOR)

GORt

GOR total : Ratio du gaz total (injecté + formation) sur l’huile (total GOR)

Gs

Gradient de pression statique du fluide du tubing

Gt

Gradient de température (Temperature gradient)

Gt inj

Gradient de température du gaz injecté (Injection gas temperature gradient)

Kc

Voir TEF

Lperf

Profondeur du milieu des perforations (Depth to middle of perforations)

Lvn

Profondeur de la vanne ‘n’ (Depth of gas lift valve ‘n’)

Pa

Pression atmosphérique (Atmospheric pressure)

Pbts

Pression de charge des soufflets à la température de tarage (Bellows charge pressure at setting temperature)

Pbtv

Pression de charge des soufflets à la température de la vanne (Bellows charge pressure at valve temperature)

Pc min v

Pression minimum de fermeture à la profondeur de la vanne (Minimum valve closing pressure at valve depth)

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 2

68/68

Pc

Pression casing en surface à la fermeture de la vanne (Casing valve closing pressure at surface)

Pcv

Pression du casing à la profondeur de la vanne (Casing pressure at valve depth)

Pcvc

Pression casing au fond à la fermeture de la vanne (Casing valve closing pressure at valve depth)

Pctr

Pression de fermeture de la vanne au banc de tarage (Test rack closing pressure)

Pcvo

Pression du casing à la vanne à l’ouverture de la vanne (Valve opening casing pressure at valve depth)

Pdd

Chute de pression du réservoir en débit (Bottom hole pressure drawdown)

PI

Index de productivité (Productivity index)

Pko

Pression surface du gaz disponible au démarrage (Kick off pressure at surface)

Pkov

Pression à la vanne du gaz disponible au démarrage (Kick off pressure at valve)

Po max

Pression maximum d’ouverture à la profondeur de la vanne (Maximum valve opening pressure at valve depth)

Potr

Pression d’ouverture au banc de tarage (Test rack opening pressure) Pression d’ouverture de la vanne (Valve opening pressure)

Pr

Pression du réservoir (Reservoir pressure)

Pt max v1

Pression tubing maximum à la profondeur de la vanne 1 (Maximum tubing pressure at valve depth)

Pt mini v1

Pression tubing minimum à la profondeur de la vanne 1 (Minimum tubing pressure at valve depth)

Ptvc

Pression du tubing à la vanne à la fermeture de la vanne (Tubing pressure at valve depth when valve closes)

Ptv

Pression du tubing à la vanne (Tubing pressure at valve depth)

Ptvo

Pression du tubing à la vanne à l’ouverture de la vanne (Tubing pressure at valve depth when valve opens)

Pw

Pression du gaz en tête de puits en exploitation (Well head operating injection gas pressure)

Pwf

Pression d’écoulement en fond de puits (Flowing bottom hole pressure)

Pwhf

Pression d’écoulement en tête de puits (Well head flowing pressure)

Pwhs

Pression en tête, puits fermé (Shut in well head tubing pressure)

Qg

Débit du gaz aux conditions standards (Gas flow rate at standart conditions)

Qliq

Débit liquide (Liquid flow rate)

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 2

69/69

Qoil

Débit d’huile (Oil flow rate)

Qwat

Débit d’eau (Water flow rate)

R

Rapport entre la surface de l’orifice et la surface du soufflet (Ratio of port area to effective bellows area)

SGo

Densité de l’huile (Oil specific gravity)

St

Coefficient de ressort (Spring setting for spring valves)

Tbh

Température au fond (Bottom hole temperature)

TE

Effet tubing pour les vannes COV (Tubing effect) TE = TEF * Pt

TEF

Facteur d’effet tubing pour les vannes COV (Tubing effect factor)

Ti

Température en surface du gaz injecté (Injection gas temperature at surface)

Tiv

Température à la vanne du gaz injecté (Injection gas temperature at valve depth)

TOV

Vanne opérée par la pression du tubing (Tubing Operated Valve)

Tset

Température surface des vannes durant le tarage (Valve setting temperature at surface)

Twf

Température au niveau des perforations en écoulement (Bottom hole flowing temperature)

Twhf

Température en tête en écoulement (Well head flowing temperature)

WOR

Ratio de l’eau produite sur l’huile produite (Water oil ratio)

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 2

70/70

Annexe 3 : GLOSSAIRE API

American Petroleum Institute. Institut américain dont l’objet principal est de normaliser les techniques et les équipements utilisés dans le milieu pétrolier.

Densité API (Gravity)

Densité API. Densité d’un pétrole mesurée suivant une méthode recommandée par l’API.

Artificial Lift

Récupération assistée. Application en fond de puits d’une énergie d’origine extérieure au puits pour relever les fluides d’un réservoir.

Back Pressure

Contre pression. C’est une pression contre laquelle l’effluent doit lutter. Par exemple, la pression en tête de puits. Le flot voit une pression s’opposer à lui. Pression du casing mesurée en surface. C’est la pression du gaz en gas-lift direct.

Choke

Duse. Une réduction de diamètre ou un orifice placé dans le circuit d’un fluide pour contrôler son débit ou le mesurer.

Christmas Tree

Arbre de Noël. Ensemble des vannes, duses, capteurs, etc., installés au sommet du tubing pour contrôler le flot produit.

Continuous Flow

Flot continu. Opération de gas-lift dans laquelle du gaz est injecté en fond de puits en continu par un conduit alors que le réservoir produit par un autre conduit.

Dead Well

Puits mort. Un puits incapable de produire.

Draw-down

Chute de pression. Perte de charge dans le réservoir quand le puits produit. Différence entre la pression fond statique (static bottom hole pressure) et la pression fond en production (flowing bottom hole pressure) avec un débit de production constant.

Emulsion

Emulsion. Mélange d’huile et d’eau nécessitant un traitement pour être séparé (cassé).

Flow Line

Collecte. Pipeline de surface dans lequel est déplacé l’effluent produit jusqu’à la station de traitement et de stockage.

Flowing Bottom Hole Pressure

Pression d’écoulement en fond de puits. La pression existant en face de la formation en phase de production.

Formation Gas

Gaz de la formation. Gaz produit par le réservoir.

Gas-Lift

Relevage au gaz. Méthode de relevage artificiel dans laquelle l’énergie d’un gaz comprimé est utilisée pour faire remonter des fluides jusqu’à la surface. Le gaz est injecté en fond de puits.

Gas Liquid Ratio (GLR)

Ratio du gaz sur le liquide. Quantité de gaz ramené aux conditions standards produit avec un mètre cube de liquide (huile plus eau). L’unité est souvent des m3/m3.

Gas Oil Ratio (GOR)

Ratio du gaz sur l’huile. Quantité de gaz ramené aux conditions standards produit avec un mètre cube d’huile. L’unité est souvent des m3/ m3.

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Annexe 3

71/71

Gradient

Gradient. Changement de pression par unité de profondeur.

Head

Bouchon d’huile. Volume de fluide produit en surface suite à une courte période d’injection de gaz dans une installation en gas-lift intermittent.

IPR

Relation physique des performances du réservoir (Inflow Performance Relationship). Relation de la pression de fond en écoulement à la production pour un puits donné.

Intermittent Flow

Flot intermittent. Opération de gas-lift dans laquelle du gaz est injecté d’une manière intermittente en fond de puits par dans un conduit alors que le réservoir produit par un autre conduit périodiquement après chaque injection de gaz.

Intermitter

Contrôleur de cycles. Un système de contrôle en surface qui pilote une vanne motorisée et ajuste ses durées d’ouverture. Il règle ainsi la cadence des injections de gaz d’un gas-lift intermittent.

Kick Off Pressure

Pression de démarrage. Pression de gaz d’injection disponible pour décharger les fluides d’un puits en gas-lift.

Kick A Well Off

Démarrer un puits. Phases de décharge d’un puits en gas-lift ou les fluides de complétion sont éliminés et mise en production.

Load Fluid

Fluide de contrôle. Liquide utilisé pour contrôler un puits avant de remonter un tubing, c’est en général une saumure alourdie.

Macaroni String

Macaroni. Tubing de très petit diamètre descendu dans le tubing de production pour circuler des fluides ou injecter du gaz.

Mcf

Millier de pieds cubiques. Equivaut à 28 317 litres.

Operating Pressure

Pression opératrice. Pression du gaz utilisé pendant la conception d’une installation gas-lift et nécessaire pour assurer le bon fonctionnement des installations. Pendant le démarrage, elle est souvent augmentée à la pression de ‘kick off’.

P.I.

Indice de productivité. Ratio du débit produit sur le ‘draw-down’.

Pit

Réservoir. Réserve de produits liquides pour le contrôle du puits (mud pit) ou fosse destinée à stocker des fluides à éliminer (burn pit).

Static Bottom Hole Pressure

Pression statique en fond de puits. Pression de la formation après fermeture du puits.

Static Fluid Level

Niveau liquide en statique. Profondeur de l’interface liquide – gaz.

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Annexe 3

72/72

Annexe 4 : FORME TYPE POUR LA COLLECTION DES DONNEES (DATA SHEET)

Nom du puits Champ Localité fiche rédigée par Valeurs

Unités

Commentaires

PROFILE du PUITS CASING OD ID Poids linéique TUBING OD ID Poids linéique Grade Filetage PACKER Profondeur verticale Profondeur déviée RESERVOIR Profondeur Pression

Toit vertical Milieu perf. Vertical Statique

PI

Valeur

Température

Fond statique En tête, en débit Densité Viscosité Densité WOR Densité GOR Point de bulle

Huile Eau Gaz

FLUIDE DANS LE PUITS Nature Densité Niveau liquide GAZ INJECTE Pression en opération Pression au démarrage Densité Volume disponible Température en tête PRODUCTION EXPEREE Débit liquide expéré Pression en tête

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Annexe 4

73/73

Annexe 5 : PHYSIQUE DES GAZ ET DES LIQUIDES La conception d’une installation ‘gas-lift’ nécessite la mise en application des règles de base de la physique des gaz et des liquides. Le but de cette annexe est de rappeler quelques lois simples et de donner quelques exemples numériques. Les sujets suivants sont proposés :

A. −

A.

Température et pression absolues

B.

Compressibilité des gaz

C.

Débit au travers d’un orifice

D.

Point de bulle et GOR

E.

Gradient d’un mélange

F.

FVF (Oil formation volume factor)

G.

Viscosité

H.

Gradient d’une colonne de gaz

Température et pression absolues Le zéro absolu sur l’échelle des températures correspond à – 460 °F. Pour convertir des degrés Fahrenheit en degrés absolus ou Rankine, il faut ajouter 460° à la valeur en °F. Exemple : 90 °F + 460° = 550 °R. A partir des °C, la formule est

−

°R = (1,8 °C) + 491,7

La pression mesurée par un manomètre est une pression relative Pg (gauge pressure) par rapport à l’atmosphère. Le zéro sur un manomètre correspond donc à une atmosphère. Une pression absolue Pa correspond à une pression relative plus une atmosphère. Une pression d’une atmosphère standard est égale à 76 cm de mercure ou 14,696 psia. Pa = Pg + 14.696 Exemple : Un manomètre lit 150 psig Pr = 150 psig Pa = 150 + 14.696 = 164.696 psia. Note : Le symbole ‘psi’ est utilisé pour la psig

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

74/74

B.

Loi générale des gaz et correction de température

B.1 La loi générale des gaz dit que le volume d’une masse donnée de gaz est inversement proportionnel à sa pression absolue et directement proportionnel à sa température absolue.

V1 *

P1 P = V2 * 2 T1 T2

La loi générale des gaz suppose que le gaz est parfait. Or, la plupart des gaz, et en particulier le gaz naturel, ne se comportent pas comme des gaz parfaits. Pour tenir compte de cette particularité, un facteur de correction est introduit dans la loi, le facteur de compressibilité Z :

  P  P  Z1  v 1 * 1  = Z 2  v 2 2  T1    T2  Le facteur Z peut être défini comme étant le rapport du ‘’volume occupé par un gaz aux conditions de pression et de température’’ au ‘’volume qu’il occuperait s’il était un gaz parfait’’. Pour les gaz parfait, Z=1 et la loi s’écrit : P*V = n*R*T = constante si la température est constante Dans la pratique, si on permet à un gaz d’occuper un volume deux fois plus grand, sa pression est divisée pae deux à condition que sa température ne change pas durant cette opération.

B.2 Correction de température : quand le volume d’un gaz parfait est constant, nous pouvons écrire : P1 * T1 = P2 * T2 Si une cellule contenant du gaz est chauffée jusqu’à doubler sa température verra sa pression doubler. Quand un soufflet de vanne est chargé à l’azote (l’azote est assimilé à un gaz parfait), il existe une relation entre les conditions de surface et les conditions fond : Ps * Ts = Pf * Tf et Ps = Pf * (Tf / Ts) Tf / Ts est une correction de température appelé ‘’Ct’’ où Tf et Ts sont en degrés absolus (degrés Rankine, °R). Si les températures sont en degrés Celsius, Ct est égal à :

Ct =

[(1.8 * Ts ) + 492] [(1.8 * Tf ) + 492]

Par exemple si Ts = 18 °C et Tf = 68 °C , Ct 0.85 RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

75/75

C.

Débit au travers d’une duse fixe

La formule pour calculer la chute de pression au travers d’une duse pour un débit donné ou inversement pour calculer le débit correspondant à une chute de pression donnée, est complexe et d’un emploi laborieux. Elle est donnée page suivante. Certains logiciels peuvent faire ces calculs très facilement alors qu’à la main, le travail est très long et est source d’erreurs. Un moyen simple et suffisamment précis pour faire ces calculs de duse est d’utiliser une courbe semblable à celles données ci-après.

−

Il est intéressant de se souvenir que le débit au travers d’un orifice n’est plus indépendant de la pression avale quand : Premier amont / Premier aval > 2 La duse est en débit critique

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

76/76

GAS FLOW THROUGH A CHOKE

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

77/77

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

78/78

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

79/79

D.

Point de bulle et GOR

D.1

Point de bulle

Le point de bulle d’un gaz est la pression à laquelle ce gaz se libère de l’huile dans laquelle il était dissout pour devenir un gaz libre. D.2

GOR

Dans un puits en gas-lift, le gaz présent dans les séparateurs peut avoir deux origines : soit il a été injecté pour activer le puits, soit il est produit par la formation. Les définitions sont très simples : GLR naturel, GLRn = débit du gaz de la formation/ débit liquide (huile + eau) GLR total, Total GLRt = gaz au séparateur / débit liquide (huile + eau) GLR injected GLRi = gaz injecté / débit liquide (huile + eau) GLRt = GLRn + GLRi Les mêmes équations peuvent être écrites pour le GOR. GORt = GORn + GLRi E.

Gradient d’un mélange

La formule de base pour calculer la densité ou le gradient d’un mélange d’huile et d’eau est : SGm = (% oil/100)(SG huile) + (% water/100) (SG eau) Gm = (% oil/100)(Gradient huile) + (% water/100) (Gradient eau) En débit, cette formule devient moins précise car il y a glissement de l’huile par rapport au gaz. Exemple : Un puits produit 1000 B/D d’un fluide composé de 25 % d’huile et de 75 % d’eau. La densité de l’eau est de 1.05, celle de l’huile 0.85 (35° API). Quelle est le gradient du mélange et sa densité ? Un moyen simple de calculer le gradient d’un liquide consiste à prendre le gradient de l’eau pure 0.433 psi/ ft et de le multiplier par la densité du fluide concerné. Gradient de l’huile = 0.433 * 0.85 = 0.368 psi / ft Gradient de l’eau = 0.433 * 1.05 = 0.4547 psi / ft SGm = (25 % * 0.85) + (75 % * 1.05) = 0.2125 + 0.7875 = 1 Gm = (25 % * 0.368) + (75 % * 0.4547) = 0.0920 + 0.3410 = 0.433

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

80/80

F.

Oil formation volume factor Bo

Un volume d’huile dans le réservoir diminuera lors de sa remontée et de son passage aux conditions standards. Ceci s’explique par la libération du gaz dissout. Le ‘oil formation volume factor’ Bo est défini comme le volume de fluide du réservoir nécessaire pour produire un volume d’huile aux conditions standards. G.

Viscosité

La viscosité de l’huile µo dépend de la nature de l’huile, de la quantité de gaz en solution, de la température et de la pression. La viscosité de l’huile est normalement obtenue par l’analyse PVT des fluides échantillonnés. Toutefois, lorsque cette donnée n’est pas disponible, des corrélations peuvent être utilisées pour estimer la viscosité de l’huile aux conditions standards ou à différentes conditions du réservoir : L’unité de viscosité absolue ou dynamique dans le système métrique est le poise. Le centipoise (0.01 poise) est un sous multiple du poise. Facteurs de conversions : Poise = 0,1 Pascal *seconde = 100 m Pa.s Centipoise x 2.42 = viscosité en (lbs/ft.h) Centipoise x 3.60 = viscosité en (kg/m.h) La viscosité cinématique v , est la viscosité absolue divisée par la densité. L’unité de la viscosité cinématique est le stroke. Le centistroke (0.01 stroke) est un sous multiple du stroke. V en strokes = ( µ / ρ) Facteurs de conversions : 1 cst = 1 mm2.s = 0,093 in2.min H.

Gradient d’une colonne de gaz

La pression d’une colonne de gaz augmente avec la profondeur sous l’effet de son propre poids. L’augmentation (ou gradient) de pression dépend de la pression du gaz car la densité du gaz comprimé est fonction de sa pression. L’équation de la pression d’une colonne de gaz est : Pw = Pwh * e ^ ( G * L / (53.34*T*Z) ) où : Pw

=

est la pression du gaz à la profondeur L, psia

Pwh =

la pression du gaz en surface, psia

G

=

la densité du gaz (Air = 1.0)

L

=

la profondeur, en pieds.

T

=

la température moyenne, en °R

Z

=

le facteur de compressibilité pour la pression moyenne et la température moyenne du gaz.

La solution à cette équation s’obtient par itération étant donné que la pression à la profondeur est nécessaire pour déterminer le facteur Z qui lui-même est utilisé pour le calcul de cette pression. Les courbes de gradients de gaz page suivante sont construites à partir de l’équation ci-dessus. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

81/81

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

82/82

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

83/83

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 5

84/84

Annexe 6 : COMPARAISON DES MODES D’ACTIVATION Gas lift

Gas lift intermittent

ESP (pompe électrique)

Pompe à tiges

Pompe progressive

Transport de l'énergie vers le fond du puits

Par gaz à haute pression

Par gaz à haute pression

Câble électrique

Tiges avec mouvement vertical

Tiges en rotation

Transmission de l'énergie au fluide produit

Mélange de gaz au fluide pour alléger la colonne

Bouchons de gaz placés sous la colonne de fluide et effet piston

Moteur électrique puis pompe centrifuge

Pompe avec déplacement longitudinal

Pompe en rotation et cavité progressante

Profondeur

Bonne pour les réservoirs profonds si du gaz haute pression est disponible

Réservoirs profonds possibles

Moyenne à profonde

Moyenne à profonde

Moyenne à profonde

Déviation

Bon pour toute déviation

Bon pour toute déviation

Correcte mais limitée à 3° par 100 pieds.

Pauvre due aux frictions. Maximum 30°.

Pauvre due aux frictions. Maximum 30°. Tige intérieure à centrer.

Simple Complétion multiple

OUI Oui mais limitée

NON OUI

OUI NON (sauf 'Y' tool)

OUI OUI

OUI NON

Flexibilité Excellente Bonne Volume maximum Très élevé, dépend de la taille Faible à cause de la déplétion du réservoir. du tubing. GLR Maximum

Très haut

Pression Faible avec une limite vers 0.12 minimum en débit psi/ ft de gradient dans le tubing Température Maximum Dépôts

Haut Très basse

Pauvre Bonne Bonne Faible à moyen, Faible à moyen, Elevé si le casing est entre 1000 et 2000 bpd entre 1000 et 2000 bpd suffisamment gros pour recevoir la pompe. Faible excepté pour les pompes Faible car le rendement est réduit Faible car le rendement est réduit di phasiques par le gaz par le gaz Basse: dépend du nombre Très basse Basse d'étages de la pompe

Elevée

Elevée

Moyenne, environ 100°C

Elevée

Moyenne, environ 90°C

Acceptable, risque de bouchage de vannes. Bonnes performances

Non recommandée

Bonnes performances

Bonnes performances

Sables et solides

Acceptable, risque de bouchage de vannes possible. Bonnes performances

Performances médiocres

Performances médiocres

Bonnes performances

Paraffine

Mauvaises performances

Mauvaises performances

Performances moyennes

Performances pauvres

Bonnes performances

Corrosion

Acceptable

Acceptable

Acceptable

Bon comportement

Supervision Diagnostic Réparation

Facile Difficulté moyenne Facile pour les vannes récupérables au câble

Qualifiée Difficile Facile pour les vannes récupérables au câble

Normale Difficile Très difficile, nécessité de remonter la complétion

Bon comportement avec alliages spéciaux Normale Analyse facile Très difficile, nécessité de remonter la complétion

Normale Difficulté moyenne Très difficile, nécessité de remonter la complétion

Offshore Eloignement Urbanisme Rendement Investissements

Bon Bon si gaz disponible Acceptable Moyen Faibles si du gaz HP est disponible Faibles si du gaz HP est disponible

Moyen Bon si gaz disponible Acceptable Moyen Faibles si du gaz HP est disponible Faibles si du gaz HP est disponible

Bon Mauvais Acceptable Haut Faibles

Mauvais Bon A éviter Moyen Moyens

Bon Bon Acceptable Haut Faibles

Elevés

Faibles ou moyens

Moyens

Coûts opératoires

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 6

85/85

Annexe 7 : COURBES D'IPR GENERALISEES

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 7

86/86

Annexe 8 : COURBES DE GRADIENTS Des courbes pour tubing de diamètre intérieur 4’’ sont données ci-après : 1.

Comment les utiliser ?

Connaissant les caractéristiques du puits à activer, il faut commencer par sélectionner le faisceau de courbes le plus proche de nos conditions. Les paramètres concernés sont : l’ID (diamètre intérieur) du tubing, le ratio d’eau produite et le débit. Si on suppose que le tubing possède un ID de 4’’, que la fraction d’eau est de 52 % (huile 48 %) et le débit de 1920 bbls/jour, la page suivante est à utiliser pour étudier ce puits même si certains paramètres sont imprécis. Les courbes stipulent d’autres paramètres tels que la densité de l’huile, de l’eau et du gaz ainsi que la température moyenne. Ils sont communs à toutes les pages d’un même recueil. Il est rare que toutes les données coïncident mais les erreurs sont faibles. Si l’on veut connaître la pression du tubing à 6000 pieds avec un GLRt de 200 scf/bbls, il faut tracer une ligne de la profondeur 6000 ft jusqu’à intercepter la courbe GLR = 200 (ligne 1). Puits de cette courbe, une deuxième ligne doit être tracer depuis le point d’interception vers l’axe des X (pressions) (ligne 2). La lecture est de 1120 psi. En utilisant la même feuille, il est possible de relever le GLRt au fond en connaissant la pression d’écoulement. Par exemple : la pression à 8000 ft est de 1600 psi. Il est possible de tracer les deux lignes correspondant à ces valeurs et elles se coupent en un point qui se situe entre les courbes 300 and 200 scf/bbls. Le GLRt correspondant est proche de 250 scf/bbls. 2.

Ajustement des courbes de gradients pour une pression en tête différente

Lorsque la pression en tête de puits est différente de la valeur utilisée par l’éditeur des courbes de gradients, il est possible de faire une correction pour tenir compte de cette différence. Cherchons par exemple, la pression en débit au fond pour un GLTt de 100 scf/bbls et une pression en tête de 560 psi en utilisant les courbes de la page suivante : A.

Localiser le point où le GLRt du puits (100/scf/bbls) croise la ligne verticale issue de la pression de 560 psi. Dans notre exemple, la ligne de GLRt 100 croise la ligne des 560 psi à une profondeur de 3000 ft. Ceci est l’ajustement de profondeur à faire à chaque lecture pour avoir la pression au fond quand la pression en surface est de 560 psi et le GLRt égal à 100 scf/bbls.

B.

Pour dessiner la courbe de notre puits pour nos conditions de puits, l’axe des profondeurs doit être décalé en prenant le point (3000 ft – 0 psi) comme nouvelle origine. La courbe peut être copiée ou redessinée sur le graphique du design du gaslift.

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

87/87

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

88/88

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

89/89

GRADIENT CURVES FOR 4” ID TUBING

VERTICAL Oil API gravity 35° API Densité de l’eau 1.074 Densité du gaz 0.65 Température moyenne en débit 140 °F

Water Liquid Ratio

Débit liquide Bbls

1

2000 4000 6000 8000

0.5

2000 4000 6000 8000

0

2000 4000 6000 8000

HORIZONTAL Water Liquid Ratio

Débit liquide Bbls

1

3000 4000

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

90/90

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

91/91

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

92/92

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

93/93

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

94/94

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

95/95

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

96/96

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

97/97

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

98/98

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

99/99

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

100/100

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

101/101

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

102/102

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

103/103

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 8

104/104

Annexe 9 : CONCEPTION GRAPHIQUE POUR UN PUITS EN GAS-LIFT CONTINU AVEC VANNES CASING OPERATED

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 9

105/105

Annexe 9 : Données pour étude Gas Lift avec COV

Nom du puits Champ Localité fiche rédigée par

Value PROFILE du PUITS CASING OD 9 5/8 ID 8,5 Poids linéique 47 TUBING OD 4,5 ID 3,92 Poids linéique 12,6 Grade N 80 Filetage New Vam 8200 PACKER Profondeur verticale Profondeur déviée 8200

RESERVOIR Profondeur

XYZ Hassi Messaoud Hassi Messaoud Ali

Unit inch inch lbs / ft inch inch lbs / ft NA NA foot foot

Pression

Toit vertical Milieu perf. Vertical Statique

PI

Valeur

2,5

bbls/psi

Température

Fond statique En tête, en débit Densité Viscosité Densité WOR Densité GOR Point de bulle

85 50 0,8

°C °C NA

1 1 0,65 25 1200

bbls/bbls NA mscf/bbls psi

water 1 1000

NA NA foot

1200 1440 0,65 unlimited

psi psi NA NA

40

°C

5000 200

blpd psi

Huile Eau Gaz

FLUIDE DANS LE PUITS Nature Densité Niveau liquide

GAZ INJECTE Pression en opération Pression au démarrage Densité Volume disponible Température en tête

PRODUCTION ESPEREE Débit liquide espéré Pression en tête

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Comments

8900 9000 3460

foot foot psi

Annexe 9

106/106

Annexe 9 :Principaux résultats d'une conception graphique avec vannes CO Position de la vanne

Profondeur

Pression casing à la vanne

Pression minimum tubing à la vanne

Débit gaz

Surface du Diamètre de la soufflet duse

Surface da la duse

TEF (Kc)

Effet Tubing

Température à la vanne (surf. 18°C)

Coefficient de température

Pression d'ouverture au banc de test

Tiv

Ct

Potr

Pcvc

Pc

psi

psi

psi

Ptv*Kc

Lv

Pcvo

Pt min

Qg

Ab

Dp

Ap

pieds

psi

psi

MMscf/d

in2

in / 64

in2

1

4550

1590

720

2

0,77

16

0,0492

2

5900

1330

860

3,15

0,77

20,00

3

6800

1350

980

4

0,77

4

7150

1360

1020

5

NA

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

%

Pression Pression casing à la casing en vanne à la surface à la fermeture de la fermeture de la vanne vanne

psi

°C

6,8

49,2

68

0,85

1398

1540

1312

0,0769

11,1

95,4

73

0,84

1197

1283

1154

22,00

0,0931

13,7

134,7

77

0,83

1232

1305

1075

32

0,1969

NA

NA

78

NA

NA

NA

NA

Annexe 9

107/107

Appendix 9 : Graphical design for CO valve PLOT PRESSURE - DEPTH

1000

2000

3000

5000

6000

7000

8000

9000

500 1000 1500 _ TUBING _ _ PRESSURE _ WITH MAX __ GLR _ _ _ _ __ _ 50 psi _ _ _ __ _ _ _ _ __ _ _ 4550 1040 _ _ Y=720 __ _ _ _ 860 _ 5900 __ TE1 _ _ _ 980 6800 _ __ 1000 7150 _ _ TE2 _ _ __ _ _ _ _ __ _ 1500 _ Depth (foot) __

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

2000

2500

PLOT TEMPERATURE 3000

3500

Pressure (psi)

0

25

50

75

100

PC1 = 1260 psi PC2 = 1100 psi PC3 = 1070 psi

KICK OFF PRESSURE OPERATING PRESSURE DESIGN PRESSURE

50 psi X'=1540 VALVE 1

68 °C

VALVE 2

73 °C

X

KILL FLUID GRADIENT

VALVE 3

77 °C

VALVE 4 (choke)

78 °

PACKER MID PERFS 2200 1850

2620

Annexe 6

85 °C

3460

108/108

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 9

109/109

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 9

110/110

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 9

111/111

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 9

112/112

Annexe 10 : CONCEPTION GRAPHIQUE POUR UN PUITS EN GAS-LIFT CONTINU AVEC VANNES TUBING OPERATED

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 9

113/113

Annexe 10 : Données pour étude Gas Lift avec TOV

Nom du puits Champ Localité fiche rédigée par

PROFILE du PUITS CASING OD ID Poids linéique TUBING OD ID Poids linéique Grade Filetage PACKER Profondeur verticale Profondeur déviée

RESERVOIR Profondeur

XYZ Hassi Messaoud Hassi Messaoud Ali

Value

Unit

9 5/8 8,5 47 4,5 3,92 12,6 N 80 New Vam 8200 8200

inch inch lbs / ft inch inch lbs / ft NA NA foot foot

8900 9000 3460

foot foot psi

Pression

Toit vertical Milieu perf. Vertical Statique

PI

Valeur

2,5

bbls/psi

Température

Fond statique En tête, en débit Densité Viscosité Densité WOR Densité GOR Point de bulle

85 50 0,8

°C °C NA

1 1 0,65 25 1200

bbls/bbls NA mscf/bbls psi

water 1 1000

NA NA foot

1200 1440 0,65 unlimited

psi psi NA NA

40

°C

4000 200

blpd psi

Huile Eau Gaz

FLUIDE DANS LE PUITS Nature Densité Niveau liquide

GAZ INJECTE Pression en opération Pression au démarrage Densité Volume disponible Température en tête

PRODUCTION ESPEREE Débit liquide espéré Pression en tête

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 10

Comments

140 psi during unloading

114/114

Appendix 10 : Graphical design for TO valve PLOT PRESSURE - DEPTH

Pwhf + 0,25 Pc

1000

2000

3000

4000

5000

500 _ _ _ _ __ _ _ _ _ __ _ _ _ _ __ _ TUBING _ PRESSURE _ WITH MAX _ GLR and __ 4000 blpd _ _ Ptcv _ 4650 _ __ _

_ 5400 _ _ 6000 _ 6000 _ _ 6400 _ _ 6800 7000 __ 7050 _ _ 7300 _

1000

1500

2000

2500

PLOT TEMPERATURE - DEPTH 3000

3500

Pressure (psi)

0

25

50

75

100 Temperature °C

KICK OFF PRESSURE OPERATING PRESSURE

Transfert Point

68 °C

KILL FLUID GRADIENT

50 psi

75 °C

GAS

Tubing gradient

OPERATING PRESSURE

78 °C Gas injection

_ 8000 __ _ _ _ _ 9000 __ _ _

GAS KICK OFF PRESSURE

100 psi

PACKER

MID PERFS Depth (foot)

1850 flowing pressure

85 °C

3460 static pressure

__

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 10

115/115

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 10

116/116

Annexe 10 :Principaux résultats d'une conception graphique avec vannes TO Position de la vanne

Profondeur

Pression casing à la vanne

Pression de fermeture à la vanne

GLR au point de transfert

L pieds

Pcv psi

Ptvc psi

GLRt scf/d/bbls

psi

1

4650

1600

980

300

2

5400

1645

1050

3

6000

1670

4

6400

5

Pression du Débit de gaz tubing au point nécessaire de transfert

Diamètre de la duse

Surface da la duse

Surface du soufflet

Qg Msct/d

Dp in / 64

Ap in2

Ab in2

1030

1200

8

0,0123

0,77

350

1100

1400

8

0,0123

0,77

1100

400

1150

1600

12

0,0277

1690

1125

500

1175

2000

16

6800

1720

1150

600

1200

2400

6

7050

1735

1175

700

1225

7

7300

1750

1170

1000

1250

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

1- R

température à Coefficient de la vanne température (surf. 18°C)

Pression du soufflet

Pression d'ouverture au banc de test

°C

Ct None

Pb psi

Ptro psi

68

0,85

390

938

0,98

73

0,84

460

993

0,77

0,96

75

0,84

522

1052

0,0492

0,77

0,94

76

0,83

563

1102

18

0,0623

0,77

0,92

77

0,83

599

1142

2800

20

0,0769

0,77

0,90

78

0,83

635

1185

4000

20

0,0769

0,77

0,90

78

0,83

630

1180

Annexe 10

0,98

117/117

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 10

118/118

Annexe 11 : GAS-LIFT INTERMITTENT

11a : Cycles d’opérations pour gas-lift intermittent 11b : Gas-lift intermittent avec chambre

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 11

119/119

a : Intermittent gas-lift - Operating mode

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 11

120/120

VANNE DE PURGE

b : Intermittent gas-lift – Chamber design

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 11

121/121

Annexe 12 : DESSINS DE COMPLETION GAS-LIFT

12 a

:

Gas-lift Direct

12 b et c :

Gas-lift Inverse

12 d

:

Gas-lift Parallèle

12 e

:

Gas-lift Double

12 f

:

Les chemises (pack off)

12 g

:

Inverseur de flux

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 12

122/122

Dessin a: Gas lift direct complétion simple sélective

HUILE + GAZ

GAZ

Vanne de sécurité fond

Mandrin (Side pocket mandrel)

Packer supérieur

Mamelon avec ouïes

ZONE A

Packer inférieur

ZONE B

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 12

123/123

Dessin b: Gas lift inverse complétion simple sélective GAZ

HUILE + GAZ

Vanne de sécurité fond (injection gaz seulement)

Mandrin (Side pocket mandrel)

Packer supérieur

Mamelon avec ouïes

ZONE A

Packer inférieur

ZONE B

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 12

124/124

Dessin c: Gas lift inverse complétion sélective avec macaroni

GAZ

HUILE + GAZ

Mandrin (Side pocket mandrel)

Packer supérieur

ZONE A

Mamelon avec ouïes

Packer inférieur

ZONE B

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 12

125/125

Dessin d: Gas lift parralèle complétion double

GAZ HUILE + GAZ

Packer double

Packer simple

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 12

126/126

Dessin e: Gas lift double complétion double

HUILE + GAZ

GAZ

Packer supérieur

Packer inférieur

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 12

127/127

HUILE + GAZ

Dessin f : Gas lift direct complétion avec 'pack off' (single point)

GAZ

Pack off

Packer

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 12

128/128

Dessin g: Gas lift direct complétion avec inverseur de flot GAZ

HUILE + GAZ

Vanne de sécurité fond (Injection de gaz)

Inverseur de flot avec bouchon posé au câble

Vanne de sécurité fond (Production)

Mandrin (Side pocket mandrel)

Packer supérieur

Packer inférieur

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 12

129/129

Annexe 13 : CONCEPTION GAS-LIFT ASSISTEE PAR ORDINATEUR

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

130/130

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

131/131

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

132/132

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

133/133

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

134/134

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

135/135

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

136/136

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

137/137

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

138/138

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

139/139

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

140/140

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

141/141

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

142/142

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

143/143

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 13

144/144

Annexe 14 : RECHERCHE DE PANNES Graphes de Gas-lift permanent

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 14

145/145

Graphe 14 a : Léger étranglement (throttling) de la vanne L’ondulation de la pression du tubing indique un étranglement à la vanne

Graphe 14 b : Fuite de tubing Le puits produit au travers de fuites ou d’un tubing cassé

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 14

146/146

Graphe 14 c : Etranglement de la vanne opératrice

Graphe 14 d : Etranglement d’une vanne PO

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 14

147/147

Graphe 14 e : Pression de tête excessive

Graphe 14 f : Pression en tête excessive design imprécis et contrôleur fuyard.

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 14

148/148

Annexe 15 : RECHERCHE DE PANNES Graphes de gas-lift intermittent

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 15

149/149

Graphe 15 a : opération correcte

Graphe 15 b : action de la vanne trop lente

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 15

150/150

Graphe 15 c : Fuite à la vanne supérieure

Graphe 15 d : Vanne coincée ouverte

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 15

151/151

Graphe 15 e : Fuite tubing

Graphe 15 f : Mauvais réglages du contrôleur

RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT

Annexe 15

152/152