METHODES DE CONTROLE DES PUITS

MANUEL D’INTERVENTION SUR PUITS SECTION 2: METHODES DE CONTROLE

SECTION 2 METHODES DE CONTROLE DES PUITS SOMMAIRE PAGE 2.1 INTRODUCTION

1

2.2 DEFINITIONS

2

2.2.1 Pression hydrostatique

2

2.2.2 Pression de formation

8

2.2.3 Pression de fracturation

15

2.3 THEORIES DES BARRIERES

19

2.3.1 Introduction

19

2.3.2 Définitions

21

2.3.3 Barrières dans les opérations d’intervention

22

2.4 METHODES DE NEUTRALISATION DES PUITS PRODUCTEURS 26 2.4.1 Introduction

26

2.4.2 Neutralisation par circulation directe (Long way)

29

2.4.3 Neutralisation par circulation inverse (Short way)

36

2.4.4 Neutralisation par bullheading

43

2.4.5 Volumetric Method

50

2.4.6 Lubricating Technic

58

2.4.7 Procédure de stripping

62

2.5 PROBLEMES ASSOCIES AVEC LE CONTROLE DES PUITS

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69

-0-

2.1 INTRODUCTION Bien que les principes fondamentaux de la théorie de neutralisation des puits sous pression soient identiques à ceux des opérations de forage , la priorité dans le choix des méthodes pratiques de contrôle à appliquer est différente. En effet, la neutralisation des puits en workover et complétion présentent les aspects particuliers suivants: .  le pourcentage des solides dans les fluides utilisés en workover et complétion est très réduit ce qui provoque souvent de pertes durant la circulation  les interventions workover et complétion contrairement aux opérations de forage débuteront souvent avec une opération de neutralisation du puits  dans les opérations d’intervention, il est possible de trouver le fluide de formation dans le tubing et l’annulaire  dans les opérations d’intervention le nombre de manoeuvres est nettement plus supérieur à celui de forage  généralement dans les opérations d’intervention la liaison couche trou est assurée par un tube perforé  dans les opérations d’intervention, la neutralisation du puits devient plus difficile à cause de la présence des différents fluides dans le puits Les techniques de contrôle des puits sous pression seront accomplies par l’utilisation des dispositifs de confinement en surface ou au fond. Ces équipements sont classés en trois catégories:  les dispositifs de contrôle primaire utilisés comme premier moyen de fermeture du puits durant les opérations d’intervention  les dispositifs de contrôle secondaire qui seront utilisés comme moyen de secours en cas de défaillance des dispositifs de contrôle primaire  les dispositifs de contrôle tertiaire qui seront utilisés dans les situations d’urgence Un dispositif de confinement devient une barrière dès qu’il est opéré. On définit une barrière comme étant un dispositif mécanique ou fluide qui empêche l’écoulement incontrôlé du fluide de formation.

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2.2 DEFINITIONS 2.2.1 Pression hydrostatique La pression hydrostatique est définie comme étant le poids d’une colonne verticale de fluide par unité de surface. Pression hydrostatique = densité de fluide x profondeur verticale La pression hydrostatique dépend de la hauteur ou la profondeur verticale de la colonne de fluide. La forme de cette dernière n’a aucune importance (fig 2.1).

Z

Z

Fig 2.1: Différents types de colonnes de fluide

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-2-

Si la profondeur est mesurée en mètre et la densité du fluide en kg/L, la pression est exprimée en bar et le facteur de conversion est égal à

1/10.2 Gradient de pression (bar/m) = densité du fluide (kg/L) 

1 10.2

Pression hydrostatique (bars)=densité (kg/l)  côte verticale (m) 

Le facteur de conversion

1 10.2

1 10.2

est dérivé comme suit:

1m3 contient 1000 L et la densité du fluide est de 1 kg/l. La pression exercée par 1m de hauteur de ce fluide sur une surface de 1m² est égale à: 1000  0.981  daN     cm ²  10000

 0.0981 bar 

1 bar 10.2

1m

1m

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Fig 2.2: Cube de côté unitaire 1 m. La formule de la pression hydrostatique (Ph) peut être exprimée différemment en fonction des unités utilisées.

Ph



Z  d 10.2

où: Ph : pression hydrostatique (bars) d : densité du fluide (kg/L) Z : hauteur verticale du fluide (m)

Ph =  g  Z

Ph



Z  d 10

où: Ph : pression hydrostatique (Pascal)  : masse volumique (kg/m3) g : accélération de la pesanteur (m/s²) Z : hauteur verticale de la colonne de fluide (m)

où: Ph : pression hydrostatique (kg/cm²) d : densité du fluide (kg/l) z : hauteur verticale de la colonne de fluide (m)

Ph = 0.052 x MW x TVD

où: Ph : pression hydrostatique (psi) MW : densité de la boue (ppg) TVD : hauteur verticale (ft)

Relations entre différentes unités de pression : L’unité de la pression en système SI est le Pascal 1 Pascal = 1 Newton / 1 m² Les multiples sont: 1 bar = 105 Pa = 10² kPa = 0.1 MPa = 1.02 kg/cm² 1 Psi = 1 lb/in² = 0.06897 bar = 6.897 kPa Note: On choisira le "bar" comme unité de pression pour ce manuel. NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc

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Facteur de correction du gaz Le détermination de la pression hydrostatique de la colonne de gaz en utilisant la formule classique s’avère incorrecte à cause de la compressibilité du gaz qui affecte la densité, c’est ainsi que le facteur de correction du gaz a été introduit pour le calcul de la pression hydrostatique. P hydrostatique (bars) = (facteur de correction - 1) x P statique tête tbg (bars) Pfond = Facteur de correction x P statique tête de tbg

Exemple d’application N°1 : Déterminer la pression hydrostatique d’une colonne de gaz sachant que: Profondeur verticale : 5000 pieds Densité spécifique du gaz : 0.7 Pression statique en tête de tbg : 116 bars (1650 Psi) Solution : D’après le tableau le facteur de correction du gaz est égal à 1.129 Ph = (1.129 - 1) x 116 = 15 bars Exemple d’application N°2 Déterminer la différence de pression entre l’annulaire et l’intérieur de tubing après ouverture de la vanne de circulation Données: côte vanne de circulation densité du fluide annulaire densité d’huile densité spécifique du gaz pression statique en tête de tbg hauteur de la colonne du gaz hauteur de la colonne de brut

: 2500 m (8200 ft) : 1.24 Kg/l : 32 API : 0.6 : 42 bars : 1220 m (4000 ft) : 1220 m à 3658 m (4000 ft à 12000 ft)

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-6-

P statique tête tbg (bar)

42

42

Fluide annulaire

Interface G/H (1200 m) Communication (2500 m) Packer

Perforations

Solution Pression hydrostatique annulaire au point de communication Phan =

1.24 x 2500 10.2

= 304 bars

Facteur de correction du gaz (voir tableau) = 1.087 Pression hydrostatique de la colonne de gaz = (1.087 - 1) x 42 = 3.65 bars Densité spécifique d’huile =

1415 . 1315 .  32

= 0.87

Pression hydrostatique de la colonne d’huile =

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0.87 x1280 10.2

= 109 bars

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Pression fond intérieure tubing au point de communication : Ph int = 3.65 + 109 + 42 = 155 bars Pression différentielle au point de communication après ouverture de la SSD : P = 304 - 155 = 149 bars Tableau des facteurs de correction de gaz HAUTEUR DU GAZ (ft) 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000 10500 11000 11500 12000 12500 13000 13500 14000 14500 15000

0.6 1.064 1.075 1.087 1.098 1.110 1.121 1.133 1.145 1.157 1.169 1.181 1.193 1.206 1.218 1.232 1.244 1.257 1.270 1.382 1.297 1.311 1.324 1.338 1.352 1.366

DENSITE SPECIFIQUE DU GAZ 0.7 0.8 1.075 1.085 1.089 1.102 1.102 1.117 1.115 1.133 1.129 1.149 1.143 1.165 1.157 1.181 1.171 1.197 1.185 1.214 1.204 1.232 1.214 1.248 1.239 1.266 1.244 1.282 1.259 1.302 1.275 1.320 1.289 1.338 1.306 1.357 1.322 1.376 1.338 1.395 1.354 1.415 1.371 1.434 1.388 1.455 1.405 1.475 1.422 1.495 1.438 1.515

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0.9 1.098 1.105 1.133 1.151 1.169 1.187 1.206 1.224 1.244 1.264 1.282 1.304 1.324 1.345 1.366 1.388 1.410 1.433 1.455 1.477 1.500 1.523 1.548 1.573 1.596

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2.2.2 Pressions de formations Définition C’est la pression du fluide contenu dans les pores d’une formation. Elle est aussi appelée pression de pores ou pression de gisement. Pression géostatique La pression géostatique à une profondeur donnée est la pression exercée par le poids des sédiments sus - jacents. Comme il ne s’agit pas d’une pression de fluide on préfère souvent, pour faire la distinction fluide/matrice, utiliser le terme contrainte géostatique. Elle peut être exprimée ainsi

S 

ds  Z 10.2

où : ds: densité apparente des sédiments sus-jacents ( kg/l) S : contrainte géostatique (bars) Z : hauteur verticale des sédiments (m)

Pression normale La pression normale de pores à une profondeur donnée correspond à la pression hydrostatique du fluide au point situé à la côte verticale Z, ce qui implique une connexion pore à pore jusqu’à l’atmosphère indépendamment du cheminement du fluide (fig: 2.3).

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Fig 2.3: Pression normale

Le tableau suivant illustre des exemples de la magnitude de la pression normale de formation pour quelques zones. Toutefois en l’absence des données précises, la valeur de 1.07 kg/l est utilisée comme la densité de formation à pression normale.

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Eau de Densité Gradient de pression formation kg/l bar/m Eau douce

1.00

0.098

Eau salée

1.02

0.100

Eau salée

1.04

0.102

Régions Montagnes rocheuses et mid continent USA Majorité des bassins sédimentaires à travers le monde Mer du Nord et sud de la Chine

Eau salée

1.07

0.105

Golf du Mexique, USA

Eau salée

1.10

0.108

Quelques régions dans le Golf du Mexique

Pression anormale En l’absence d’une barrière de perméabilité, l’augmentation du poids géostatique due à la sédimentation représente la force essentielle de l’expulsion des fluides. Si au cours du processus de sédimentation l’expulsion est freinée par une barrière de perméabilité ou une vitesse de sédimentation supérieure à la vitesse d’expulsion du fluide, la pression de pores devient anormale. Lorsque le fluide de formation supporte une partie de la contrainte géostatique il y a sous-compaction caractérisée par une augmentation de la porosité et diminution de la densité. Une étude menée en laboratoire en 1948 par TERZAGHI & PECK a permis l’établissement d’un modèle de compaction qui est le suivant (fig 2.4). S

P

NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc B

- 11 C

A

Fig 2.4: Schéma du modèle de compaction de TERZAGHI cas A : Vanne fermée (absence de drainage) Sous l’application de la charge S représentant la contrainte géostatique la pression du manomètre monte indiquant l’augmentation de la pression à l’intérieur du cylindre . Ce modèle illustre un vrai cas de la pression anormale, le fluide peut à la limite supporter le poids de tous les terrains sus-jacents, ce qui peut l’amener à une pression équivalente de 2.3 à 2.4 kg/l. cas B et C : Vanne ouverte Il y a possibilité de drainage d’eau, une partie de la charge S est supportée par les ressorts (matrice), la pression d’eau diminue jusqu’à ce que la charge S soit supportée par les ressorts seulement, dans cette situation la pression du fluide devient hydrostatique.

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Exemples de pressions anormales:  Puits artésiens a) L’anomalie de pression de formation provient du fait que le réservoir affleure à une altitude supérieure à la côte d’implantation du sondage (fig 2.5).

Fig 2.5 b) L’anomalie de pression provient du fait que le réservoir affleure à une altitude inférieure à la côte d’implantation du sondage, c’est aussi le cas des réservoirs déplétés (fig 2.6).

Fig 2.6

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 Colonne d’hydrocarbures La présence d’une formation gazéifère provoque une anomalie de pression caractérisée par une surpression au toit du réservoir par le fait que la pression hydrostatique de l’eau est transmise à l’interface (fig 2.7).

Fig 2.7: Colonne d’hydrocarbures  Forces tectoniques latérales Les forces latérales peuvent engendrer des contraintes horizontales additionnelles qui augmentent la vitesse de compaction des argiles ce qui provoque une réduction du taux d’expulsion de l’eau et création d’une pression anormale (fig 2.8).

Fig 2.8: Pressions anormales résultant des forces tectoniques

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 Relief et structuration Sous l’effet des contraintes tectoniques, le soulèvement des formations contenant des fluides en présence d’une roche couverture imperméable, suivi de l’érosion des formations sus-jacentes pourrait conduire à des pressions anormalement élevées à faible profondeur.  Bancs de sel et d’argile Durant le processus de sédimentation, les dépôts de sel et d’argile jouent le rôle d’une roche couverture empêchant ainsi le mouvement des fluides des formations sous-jacentes. L’augmentation du poids géostatique en présence de ce type de formations caractérisées par une perméabilité très réduite ou presque nulle peut générer des pressions anormalement élevées.  Les failles Les failles résultant d’un état de contraintes combinées ( contraintes verticales et latérales) ont généralement un effet de drainage facilitant ainsi la communication entre une formation profonde et une formation peu profonde. Cependant, la présence d’une barrière de perméabilité empêche la circulation des fluides et par conséquent la création des pressions anormalement élevées (fig 2.9).

Fig 2.9: Un piège d’hydrocarbures, résultant d’une faille dans le bloc de droite est surélevé par rapport à celui du gauche

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 Diapir de sel ou d’argile Le diapir de sel ou d’argile est le résultat d’un fluage des formations sousjacentes sous l’effet des mouvements tectoniques. Le soulèvement des formations à une faible profondeur est toujours accompagné par une conservation de la pression de pores en présence d’une barrière de perméabilité (fig 2.10).

Fig 2.10: Souvent les dômes de sel entraînent la déformation des couches sus-jacentes 2.2.3 Pression de fracturation En général, les formations peu profondes ont des pressions de fracturation relativement faibles par rapport à celles des grandes profondeurs, ceci est dû à l’augmentation du poids géostatique et la compaction des sédiments sous-jacents. Définition La pression de fracturation est la pression à laquelle il y aurait rupture de la matrice de la roche, cette fracturation est accompagnée par une perte de fluide. La formation sous le sabot représente en général le point le plus fragile du découvert. Par ailleurs la traversée des couches profondes nécessite des densités de boue plus élevées pour le maintien des parois du trou et empêcher l’intrusion des fluides de formations. La connaissance de la pression de fracturation est d’une importance vitale pour l’élaboration du programme de neutralisation et de reprise de puits.

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Opération leak-off test (LOT) Les calculs théoriques basés sur l’estimation de la densité apparente des sédiments par découpage lithologique ont donnés des valeurs approximatives de la pression de fracturation. Un leak-off test est un essai de pression qui détermine la valeur réelle de la pression à exercer sur la formation jusqu’à initier l’injection du fluide de test dans la formation. Durant le contrôle des puits, la pression d’injectivité est essentielle pour la détermination de la pression maximale admissible en surface (Padm) afin d’éviter la fracturation de la formation la plus fragile dans le découvert.

La pression de fracturation est donnée par la formule suivante:

Pfrac = PLOT

+

Zs  d 10.2

où: Pfrac : Pression de fracturation au sabot / côte perforation (bars) Plot : Pression en surface du LOT (bars) Zs : Côte verticale du sabot / perforation (m) d : densité de fluide de test au dessus du sabot (kg/l) Exemple d’application PLOT = 70 bars Zs = 2500 m d = 1.20 Pfrac = PLot



Zs  d 10.2

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Pfrac = 70  d’où

dfrac



2500  120 .  10.2

10.2  364  2500

Padm = Pfrac

Note:

364 bars

1.48 Kg/l



Zs  d  10.2

 dfrac  d

 Zs

10.2

La pression admissible doit être recalculée à chaque changement de la densité du fluide dans le puits.

Le résultat du leak-off test dans une formation consolidée est diffèrent de celui d’une formation non consolidée car la perte de boue à faible pression est probable dans cette dernière et la pression chute une fois la pompe est arrêtée (fig 2.11).

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Fig 2.11: Courbes théoriques de leak off test

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2.3 THEORIE DES BARRIERES 2.3.1 Introduction Le contrôle des puits sous pression durant les opérations d’intervention est réalisé à l’aide des équipements de surface. Ces équipements jouent le rôle de barrières mécaniques primaires, secondaires ou tertiaires. Durant les opérations de complétion et de work over, l’utilisation d’un fluide de contrôle d’une densité légèrement supérieure au gradient de pression du fluide de formation est considéré comme la barrière primaire. Les barrières mécaniques primaire, secondaire et tertiaire nécessaires pour contrôler un puits sous pression peuvent être installées au fond ou en surface. Le dispositif de confinement de la barrière primaire peut changer en fonction des conditions dans le puits. Par exemple dans le cas des opérations de travail au câble, la presse étoupe est considérée comme barrière primaire, une fois le câble est hors du puits la vanne maîtresse supérieure devient la barrière primaire. Une barrière est composée de l’ensemble des équipements associés avec le dispositif de confinement principal, comme par exemple la presse étoupe qui forme avec le SAS et les autres équipements associés (BOP, raccords, .....) la barrière primaire durant les opérations de travail au câble. Pour contenir la pression du puits durant les opérations d’intervention, il est toujours nécessaire d’avoir au moins deux barrières indépendantes Note: Avant d’éliminer une barrière de fond ou établir la communication entre l’intérieur tubing et l’annulaire, les pressions des deux côtés de la barrière doivent être égalisées afin d’éviter les accoups de pression et l’endommagement des équipements de contrôle de surface (un équipement wire line peut être éjecté par la pression différentielle après ouverture de la SSD ou la perforation du tubing).

2.3.2 Définitions  Les barrières mécaniques NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc

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La barrière mécanique peut être fermée (closed barrier), appelée aussi barrière primaire ou opérable (closeable barrier),appelée secondaire ou tertiaire qu’on peut fermer en cas de besoin. Les types de barrières mécaniques sont énumérées ci dessous: Barrières mécaniques fermées (closed barriers) line

 presse étoupe ou tête d’injection de graisse / SAS / raccord, en wire  stripper en coiled tubing  stripper ou BOP annulaire en snubbing  clapet anti retour en snubbing et coiled tubing

Barrières mécaniques opérables (closeable barriers)  obturateur à mâchoires  vannes tête de production  vannes de sécurité subsurface  obturateur à fermeture cisaillante  obturateur annulaire D’autres barrières mécaniques peuvent être installées dans le puits en cas de défaillance des barrières primaires et secondaires  bouchon wire line  bridge plug  bouchon de ciment  bouchon de glace (ice plug) Note : Les vannes de sécurité subsurface peuvent être utilisées comme barrière durant les opérations normales à condition que ces vannes soient testées selon l’API 14A, cependant si la vanne est utilisée pour fermer le puits par exemple lors du démontage de la tête de puits, l’étanchéité est exigée.

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 Barrière de fluide Une colonne de fluide est considérée comme une barrière quand la pression hydrostatique devient supérieure à la pression de pore. Généralement la surpression utilisée est de l’ordre de 200 psi, cette valeur peut être ajustée en cas de pertes. Une colonne de fluide ne peut être considérée comme une barrière effective qu’après un certain temps d’observation. Les différents types de barrières de fluide sont: boue de forage saumure eau de mer eau douce  Barrière primaire La barrière primaire est un dispositif de contrôle utilisé en permanence comme moyen de fermeture du puits durant les opérations d’intervention. Par exemple durant les opérations de travail au câble, la barrière primaire est assurée par l’ensemble presse étoupe / SAS / raccord. Durant les opérations coiled tubing / snubbing, la barrière primaire est assurée par l’ensemble strippers / clapet anti retour / raccord.  Barrière secondaire C’est un dispositif de contrôle secondaire utilisé comme moyen de fermeture en cas de défaillance de la barrière primaire, en général cette barrière est assurée par des obturateurs.  Barrière tertiaire C’est un dispositif de contrôle tertiaire utilisé pour fermer le puits dans des situations d’urgence, en général cette barrière est assurée par les obturateurs à mâchoires cisaillantes.

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2.3.3 Barrières dans les opérations d’intervention Le contrôle des puits sous pression durant les opérations d’intervention wire line, coiled tubing et snubbing est assuré par les barrière primaire, secondaire et tertiaire sans la nécessité de neutraliser le puits, sauf dans le cas des puits HP/HT ou à forte concentration H2S. a/ durant les opérations wire line  travail au câble monobrin (slick line) barrières primaires  presse étoupe / SAS  clapet à piston plongeur (plunger), en cas de rupture et éjection du câble hors du trou  vannes de la tête de production, durant le montage et démontage des équipements barrières secondaires  BOPs wire line  vanne maîtresse supérieure en cas de rupture et éjection du câble hors du puits  vanne de sécurité subsurface quand le câble est au-dessus Le BOP wire line peut être utilisé pour stripper le câble en cas de nécessité. barrières tertiaires  BOPs shear ram  vanne de la tête de production en cas de nécessité absolue En cas de perte de la barrière primaire et secondaire et en l’absence de la barrière tertiaire, la vanne maîtresse supérieure peut être utilisée pour couper le câble avec le risque d’endommager le siège de cette dernière. La vanne maîtresse supérieure est utilisée pour deux raisons : - si la vanne maîtresse inférieure est utilisée et endommagée, sa réparation nécessite une intervention particulière - si la vanne de curage est utilisée et endommagée, le puits ne peut être laissé en production qu’avec la présence d’une barrière double

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- 23 -

 travail au câble à fil multiple (braided line) barrières primaires  tête d’injection de graisse / SAS  clapet anti-retour (safety check valve), en cas de rupture et éjection du câble hors du trou  vannes de la tête de production, durant le montage et démontage des équipements barrières secondaires  BOPs double  vanne maîtresse supérieure en cas de rupture et éjection du câble hors du puits  vanne de sécurité subsurface quand le câble est au-dessus barrière tertiaire  BOPs shear seal, installé directement au sommet de la tête de production b/ durant les opérations coiled tubing Durant les interventions coiled tubing, le contrôle de la pression doit être assuré par des barrières externes et internes  barrières externes barrières primaires  stripper  vannes de la tête de production, durant le montage et démontage des équipements barrières secondaires  BOPs coiled tubing  vanne de sécurité subsurface quand le train coiled tubing est au-dessus barrière tertiaire  BOPs shear seal, installé directement au sommet de la tête de production

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- 24 -

 barrières internes barrière primaire  deux clapets anti-retour barrières secondaires  remplissage de l’intérieur du coiled tubing par le fluide de contrôle  BOPs coiled tubing  Vanne de sécurité sub-surface barrière tertiaire  BOPs shear seal, installé directement au sommet de la tête de production Note: Certaines opérations d’intervention coiled tubing nécessitent des circulations inverses, dans ce cas la barrière interne primaire devient le BOP coiled tubing et la barrière secondaire le BOP shear seal. c/ durant les opérations snubbing Comme dans les interventions coiled tubing, en snubbing le contrôle de la pression est assuré par des barrières externes et internes  barrières externes barrière primaire  BOP stripper / stipper rubber ou obturateur annulaire barrières secondaires  deux BOPs safety rams par diamètre  vanne de sécurité subsurface quand le tubing est au-dessus barrière tertiaire  BOPs shear et blind rams / BOP shearseal rams, monté directement au sommet de la tête de production

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- 25 -

 barrières internes barrière primaire  deux clapets anti-retour incorporé dans le train d’outil barrières secondaires  un bouchon wire line ou un troisième clapet anti-retour à installer dans le siège  stabbing valve (pendant les maneouvres) barrières tertiaires  BOPs shear seal, installé directement au sommet de la production  neutralisation du puits  mise en place d’un bouchon de ciment ou de baryte à l’intérieur du tubing

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- 26 -

2.4 METHODES DE NEUTRALISATION DES PUITS PRODUCTEURS 2.4.1 Introduction Un puits producteur dans la plus part des cas doit être neutralisé avant d’effectuer les interventions work over. La neutralisation des puits producteurs consiste à mettre en place un fluide de contrôle d’une densité égale ou légèrement supérieure à la densité d’équilibre de la pression de pores. Le principe général des méthodes de contrôle est de maintenir la pression sur le fond égale ou légèrement supérieure à la pression de formation. Ce principe sera appliqué à toutes les méthodes décrites ci-après excepté la neuralisaion par bullheading. Le choix de la procédure de neutralisation sera déterminé en fonction de:       

type de fluide de formation pression de pores perméabilité de la formation état du casing et de tubing pression de service des équipements en surface type de complétion utilisée possibilité de circuler en directe ou en inverse

Les méthodes normalement utilisées pour neutraliser un puits producteur sont:  la circulation (de préférence)  le bullheading Dans d’autres cas spéciaux, la neutralisation peut nécessiter l’utilisation des techniques suivantes:  coiled-tubing  snubbing  wire line

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- 27 -

Avant d’entamer l’opération de neutralisation, les mesures de sécurité suivantes doivent être prises:      

vérifier la fermeture de la vanne maîtresse supérieure vérifier que la vanne de curage est fermée connecter les équipements de surface vérifier que la ligne de torche est en bon état purger la ligne reliant la tête de puits au manifold de surface tester l’installation de surface

Comme la détermination préalable des pertes de charge à débit réduit dans les opérations de neutralisation des puits producteurs est très difficile voir impossible dans les condition initiales du puits où on peut trouver à l’intérieur de tubing plusieurs types de fluides, l’estimation des pertes de charge à partir de tableaux de pertes de charge de saumure, des formules ou des graphes seront utilisés dans le calculs des pressions de circulation

Pertes de charge pour une saumure de d = 1.20 kg/l PSI / 100 m

Débit de pompe

Diamètres et poids nominals des tubings

80

2"3/84.7# 1.93

2"7/86.5# 0.70

2"7/87.9# 0.90

2"7/88.7# 1.04

3"1/29.3# 0.27

3"1/211.2# 0.30

1

159

7.00

2.66

3.33

3.66

0.93

1.16

2 3 4

318 477 636

26.00 58.00 104.00

9.33 20.30 36.00

12.00 26.40 46.00

14.00 30.30 52.66

3.67 7.67 13.00

4.34 9.00 15.33

bpm

l/min

1/2

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- 28 -

2.4.2 Neutralisation par circulation directe (long way) Introduction Cette méthode consiste à circuler le fluide de contrôle de l’intérieur tubing vers l’annulaire, un graphe de l’évolution des pressions doit être préalablement préparé pour le suivi des différentes étapes de circulation avantages  dans le cas où l’état du fluide annulaire est dégradé, la circulation directe permet d’empêcher les débris ou les solides d’entrer dans le tubing et se décanter au fond où au dessus du bouchon ce qui rend difficile le repêchage de ce dernier  moins de pertes de charge appliquées au fond  moins de pertes de circulation inconvénients  plus de contraintes sur le casing dans le cas de la présence du gaz dans le tubing  plus de temps de circulation  plus de pression au début de la circulation pour casser le gel du fluide annulaire  plus de contamination dans l’annulaire  risque de la migration du gaz dans le cas de tubing de grand diamètre Procédure Pour neutraliser un puits par circulation directe, la procédure suivante peut être utilisée:  égaliser les pressions de part et d’autre de la SSD  établir la communication entre l’intérieur de tubing et l’espace annulaire par ouverture de la SSD ou par perforation du tubing  relever les pressions en tête de tubing et d’annulaire après la stabilisation

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- 29 -

 déterminer les pertes de charge de la saumure dans le système tubing/annulaire à partir des tableaux  calculer les paliers de l’évolution de la pression de surface aux différentes phases de contrôle  démarrer la pompe progressivement de zéro à Qr et maintenir pendant ce temps la pression en tête d’annulaire constante et égale à la valeur lue après perforation et stabilisation (dans la majorité des cas cette pression sera égale à zéro et la duse doit être laissée complètement fermée jusqu’à ce que la pression en tête de tubing atteigne la valeur calculée)  suivre les paliers de l’évolution de pressions en surface selon le graphe préétabli  continuer le pompage à pression de circulation constante et égale à la valeur finale de circulation jusqu’au retour du fluide de contrôle en surface  arrêter le pompage, fermer le puits et observer les pressions (on doit lire Ptbg = Ptan = 0) Exemple d’application (cas d’un puits producteur d’huile) Données du puits: Côte packer : 2023 Côte sommet des perforations : 2073 m Pression de pores : 296 bars Densité de fracturation : 1.95 Kg/l Densité du fluide de complétion : 1.55 Kg/l Pression en tête de tubing (puits fermé) : 159 bars Pression en tête de casing (puits fermé) : 00 bars Gradient d’huile : 0.066 bars/m Capacité du tubing (2 7/8 - 6.5 #) : 3.02 l/m Casing 7" - 29 # (6.184" ID) Capacité de l’espace annulaire : 15.16 l/m Pression d’éclatement du tubing : 729 bars Pression d’éclatement du casing : 773 bars

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- 30 -

Calculs: Volume intérieur tubing

:

Vint tbg = 2023 x 3.02 = 6109 l

Volume de l’espace annulaire

:

Van = 2023 x 15.16 = 30669 l

Débit de contrôle :

Qr = 250 l/min

Débit unitaire de la pompe

Qu = 12.72l/cps

Densité du fluide de contrôle

296  3  10.2 =1.48 2023

kg/l

Pertes de charge initiales(tubing plein d’huile) Pc1 =

2 9.33  250     318 14.5

x

2023  0.68 = 100  1.20

5 bars

Pertes de charge finales (tubing plein de fluide de contrôle) PRr =

2 2023  1.48 9.33  250   =  x  318 14.5 100  1.20

10 bars

 Nombre de coups pour remplir l’intérieur tubing N=

6109 = 12.72

480 cps

 Nombre de coups pour remplir l’espace annulaire N=

30669 = 12.72

2411 cps

 Nombre de coups total : 480 + 2411 = 2891 cps  Pression initiale de circulation PR1 = Ptbg1 + Pc1 = 5 + 174 = 179 bars  Pression finale de circulation PRr = 10 bars

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- 31 -

Etape 1: Démarrage du contrôle  Pression stabilisée en tête du tbg après ouverture de la SSD: Ptbg1 =

155 .  2023  ( 0.066  2023) =174 10.2

bars

 Pression stabilisée en tête de l’annulaire après ouverture de la SSD: Pan1 = 00 bars  Pression initiale de circulation: PR1 = Ptbg1 + Pc1 = 5 + 174 = 179 bars  Nombre de coups à partir duquel la pression annulaire commence à augmenter N = 200 cps Etape 2: Tubing plein de fluide de contrôle  Hauteur d’huile dans l’espace annulaire =

6109 1516 .

=403 m

 Pression hydrostatique annulaire: Phan= ( 403 

155 .   0.066)   ( 2023  403)    272  10.2 

bars

 Pression hydrostatique tubing plein de fluide de contrôle Phint =

1.48  2023  29353 . 10.2

bars

 Pression statique en tête de tubing: Ptbg2 = 0 bars  Pression statique en tête annulaire Pan2 = 293.53 - 272.77 = 21 bars  Pression de circulation finale: PRr = 10 bars

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- 32 -

Etape 3: Arrivée du fluide de formation en surface  Pression hydrostatique tubing plein de fluide de contrôle Phint =

1.48  2023  29353 . 10.2

bars

 Pression hydrostatique annulaire  Phan = (403 x 0.066) +   2023  

403

1.48   262 10.2 

bars

 Pression statique en tête d’annulaire Pan3 = 293 - 262 = 31 bars

Etape 4: Arrivée du fluide de contrôle en surface PRr = 10 bars Pan4 = 0 bars Ptbg = 0 bars (à l’arrêt de la circulation) Détermination des paliers de pression PR 

20 20   179  10   7 bars/20 cps Ci 480

Nbre de cps

0

20

40

60

80

100 120 140 160 180 200 220

Pressio n

179 172 165 158 151 144 137 130 123 116 109 102

240 95

260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 88 81 74 67 60 53 46 39 32 25 18 10

Les représentations graphiques des pressions en tête de tubing et d’annulaire ainsi que la pression au fond sont données dans les deux pages suivantes et seront utilisées comme guide durant l’opération de neutralisation fig (2.31 et 2.32)

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- 33 -

EVOLUTION DES PRESSIONS EN TETE DU PUITS DURANT L'OPERATION DE NEUTRALISATION PAR CIRCULATION DIRECTE

10 bars

174 bars

21 bars

00 bars

Tubing 2 7/8" - 6.5#

Casing 7" - 29#

Fluide de complétion Huile Fluide de contrôle Vanne fermée Vanne ouverte

Ouverture de la SSD

Remplissage de l'interieur tubing

10 bars

00 bars

31bars

00 bars

Casing 7" - 29#

Tubing 2 7/8" - 6.5#

Retour d'huile en surface

Retour du fluide de contrôle en surface et arrêt du pompage

Fig 2.31

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- 34 -

EVOLUTION DES PRESSIONS EN TETE DU PUITS DURANT L'OPERATION DE NEUTRALISATION PAR CIRCULATION DIRECTE

180

Début de circulation

160

140

120

Pressionensurface (bars)

100 Retour d'huile en surface N=2411cps Pan=31 bars Ptbg=10 bars

80 Tubing plein de fluide de contrôle N=480 cps Pan=21 bars Ptbg=10 bars

60

40

20

0

Retour du fluide de contrôle en surface N=2891cps Pan=00 bars Ptbg=10 bars

Pression de circulation (tubing)

500

1000

1500 2000 Nombre de coups (cps)

2500

3000

Fig 2.32

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- 35 -

2.4.3 Neutralisation par circulation inverse (Short way) a) Introduction La méthode consiste à évacuer l’effluent de l’intérieur du tubing par circulation à travers l’annulaire. Avantages les avantages sont généralement les inconvénients de la circulation directe  moins de temps pour avoir le retour de fluide de contrôle en surface  moins de contamination du fluide de contrôle  moins de pression appliquée au fond au moment du démarrage de la circulation  recommander dans le cas de doute sur l’intégrité du casing Inconvénients  pertes de charge dans le tubing seront appliquées sur le fond  risque de décantation dû à l’état du fluide annulaire b) Procédure      

égaliser les pressions de part et d’autre de la SSD établir la communication entre l’intérieur tubing et l’espace annulaire. relever les pressions déterminer les pertes de charge calculer les paliers de chute de pression démarrer la pompe progressivement jusqu’à atteindre le débit de contrôle qui est généralement compris entre 200 et 400 /min en ajustant la duse pour maintenir une pression en tête de tubing constante et égale à P tbg1  suivre les paliers de chute de pression  continuer le contrôle à débit constant en gardant la duse complètement ouverte jusqu’au retour du fluide de contrôle en surface  arrêter le contrôle, fermer le puits et observer les pressions en tête En principe on doit lire Ptbg = Pann = 0 bar.

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- 36 -

Exemple d’application (cas d’un puits d’huile) Données du puits: Côte packer : 2023 m Côte milieu des perforations : 2073 m Pression de pores : 296 bars Densité de fracturation : 1.95 Kg/l Densité du fluide de complétion : 1.55 Kg/l Pression en tête de tubing (puits fermé) : 159 bars Pression en tête de casing (puits fermé) : 00 bars Gradient d’huile : 0.066 bars/m Capacité du tubing (2 7/8 - 6.5 #) : 3.02 l/m Casing 7" - 29 # (6.184" ID) Capacité de l’espace annulaire : 15.16 l/m Pression d’éclatement du tubing : 729 bars Pression d’éclatement du casing : 773 bars Débit unitaire pompe Qu : 12.72 l/cps Débit de contrôle Qr : 300 l/min Calculs: Volume intérieur tubing

:

Vint tbg = 2023 x 3.02 = 6109 l

Volume de l’espace annulaire

:

Van = 2023 x 15.16 = 30669 l

Pression stabilisée en tête du tbg après ouverture de la SSD: Ptbg1 = 174 bars Pression stabilisée en tête de l’annulaire après ouverture de la SSD: Pan1 = 00 bars Le puits sera neutralisé par circulation inverse (short way) Les représentations graphiques de l’évolution des pressions en tête de tubing et de l’annulaire ainsi que la pression au fond seront utilisées comme guide durant l’opération de neutralisation (fig 2.33 et 2.34). Débit de contrôle :

Qr = 300 l/min

Débit unitaire de la pompe

Qu = 12.72l/cps

Densité du fluide de contrôle

296  3  10.2 =1.48 2023

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kg/l

- 37 -

Pertes de charge initiales(tubing plein d’huile) Pc1 =

2 2023  0.67 9.33  300   =  x  318 14.5 100  1.20

7 bars

Pertes de charge (tubing plein de fluide annulaire) Pc2 =

2 2023  155 . 9.33  300   =  x  318 14.5 100  1.20

15 bars

Pertes de charge finale (tubing plein de fluide de contrôle) PRr =

2 2023  1.48 9.33  300   =  x  318 14.5 100  1.20

14 bars

 Nombre de coups pour remplir l’intérieur tubing N=

6109 = 12.72

480 cps

 Nombre de coups pour remplir l’espace annulaire N=

30669 = 12.72

2411 cps

 Nombre de coups total : 480 + 2411 = 2891 cps  Pression initiale de circulation PR1 = Pan1 + Pc1 = 0 + 7 = 7 bars  Pression finale de circulation: PRr = 14 bars

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- 38 -

Etape 1: Démarrage du contrôle  Pression stabilisée en tête du tbg après égalisation des pressions et ouverture de la SSD: Ptbg1 =

155 .  2023  ( 0.066  2023) =174 10.2

bars

 Pression stabilisée en tête de l’annulaire après ouverture de la SSD: Pan1 = 00 bars  Pression initiale de circulation: PR1 = Pan1 + Pc1 = 0 + 7 = 7 bars  Nombre de coups à partir duquel la pression en tête de tubing s’annule: N = 440 cps Etape 2: Evacuation complète de la colonne d’huile (N = 480 cps)  Hauteur du fluide de contrôle dans l’espace annulaire =

6109 1516 .

=403 m

 Pression hydrostatique annulaire: Phan= ( 403 

155 .   0145 . )   ( 2023  403)    304  10.2 

bars

 Pression hydrostatique tubing plein de fluide de contrôle Phint =

155 .  2023  307 10.2

bars

 Pression statique en tête de tubing:

Ptbg2 = 0 bars

Pression statique en tête annulaire:

Pan2 = 307 - 304 = 3 bars

 Pression de circulation

PR2 = 15 +3 = 18 bars

:

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- 39 -

Etape 3: Annulaire plein de fluide de contrôle (N = 2411 cps)  Pression hydrostatique intérieur tubing Phint =

155 .  2023  307 10.2

bars

 Pression hydrostatique annulaire Phan =

148 .  2023  294 10.2

bars

 Pression statique en tête d’annulaire Pan3 = 307 - 294 = 13 bars  Pression statique en tête de tubing: Ptbg3 = 0 bars  Pression de circulation PR3 = 15 + 13 = 28 bars Etape 4: Arrivée du fluide de contrôle en surface (N = 2891 cps) PRr = 14 bars Pan4 = 0 bars (à l’arrêt de la circulation) Ptbg4 = 0 bars Détermination des paliers de pression

PR 

20 Ci

Nbre de cps





0

20

 174  0 

20 440

 7.90

40

bars/20 cps

60

80

100 120 140 160 180 200 220

Pressio n

174 166 158 150 143 135 127 119 111 103

240 80

260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 72 64 56 48 40 32 24 16 8 0

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95

87

- 40 -

EVOLUTION DES PRESSIONS EN TETE DU PUITS DURANT L'OPERATION DE NEUTRALISATION PAR CIRCULATION INVERSE

174 bars

00 bars

00 bars

18 bars

Tubing 2 7/8" - 6.5#

Casing 7" - 29#

Vanne fermée Vanne ouverte Huile Fluide de complétion Fluide de contrôle

Ouverture de la SSD

Evacuation complète de la colonne d'huile

00 bars

00 bars

28 bars

00 bars

Casing 7" - 29#

Remplissage de l'annulaire par le fluide de contrôle

Retour du fluide de contrôle en surface et arrêt du pompage

Fig 2.33

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- 41 -

EVOLUTION DES PRESSIONS EN TETE DU PUITS DURANT L'OPERATION DE NEUTRALISATION PAR CIRCULATION INVERSE

180

Ouverture de la SSD

160

140

120

Pression en surface (bars)

100

80

60

Pression statique en tête de tubing

Annulaire plein de fluide de contrôle N=2411 cps Pan=13 bars Ptbg=00 bars PR=28 bars

Retour du fluide annulaire en surface N=480 cps Pan=3 bars Ptbg=00 bars PR=18 bars

Retour du fluide de contrôle en surface N=2891 cps Pan=00 bars Ptbg=00 bars PR=14 bars

40

20

0

500

1000

1500 2000 Nombre de coups (cps)

2500

3000

Fig 2.34

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- 42 -

2.4.4 Neutralisation par Bullheading A/ Cas d’un tubing intégral L’opération bullheading est une des méthodes les plus recommandées pour la neutralisation des puits producteurs (gaz). Elle consiste à pomper un fluide de contrôle dans le tubing de production afin de squeezer le fluide de formation à travers les perforations tout en suivant le profil de l’évolution des pressions en surface. La neutralisation des puits par bullheading est utilisée dans des situations telles que:  puits à gaz de grande profondeur  impossibilité d’accéder aux dispositifs de circulation de fond (écrasement tubing, poisson ou dépôts de sédiments dans le tubing,...)  volume sous packer important  dégradation du fluide annulaire (densité au fond importante, bouchage de l’espace annulaire) Procédure de neutralisation par bullheading La procédure de neutralisation par bullheading consiste à:  calculer le volume intérieur de tubing  calculer la pression maximale admissible en surface au début et à la fin de l’opération  établir les graphes des pressions en fonction du volume de fluide de contrôle pompé: 1. limite de la pression d’éclatement du tubing 2. pression maximale admissible pour ne pas fracturer la formation 3. pression statique en tête de tubing  pressuriser l’espace annulaire pour réduire le risque d’éclatement de tubing et s’assurer de son intégralité  choisir un débit réduit de façon que la vitesse de pompage soit supérieure à la vitesse de migration du gaz dans le tubing

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 commencer à pomper le fluide de contrôle dans le tubing en observant les pressions en surface (pressions en tête de tubing et d’annulaire) jusqu’à ce que le fluide de contrôle arrive au niveau des perforations  fermer le puits et observer les pressions en tête de puits (normalement Ptbg = 0) Avantages  simple à réaliser  nécessite un volume de fluide contrôle relativement faible  diminution instantanée de la pression en tête de tubing dès le début de pompage  puits neutralisé dès que le fluide de contrôle arrive au fond Inconvénients  risque de fracturer la formation  risque d’endommager la couche productrice par perte importante de fluide de contrôle  risque d’éclater la colonne de tubing et les équipements de surface Note: Pour que la méthode de neutralisation par bullheading soit efficace, la vitesse de déplacement du fluide pompé doit être supérieure à la vitesse de migration du gaz dans le tubing. L’utilisation. de viscosifiants avec le fluide de contrôle peut réduire l’effet de cette migration. Exemple d’application: Données du puits Côte packer Côte haut perforation Densité du fluide annulaire Densité de fracturation Capacité du tubing 4 ½ - N80 - 13.50# Pression d’éclatement du tubing Pression stabilisée en tête du tbg (puits fermé) Pression de pores Gradient du gaz

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: 3050 m : 3100 m : 1.07 Kg /l : 1.65 Kg/l : 7.79 l/m : 622 bars : 252 bars : 318 bars : 0.022 bar/m

- 44 -

Calculs  volume de tubing Vtbg = 3100 x 7.79 = 24149 l  densité de fluide de contrôle dr =

318  10.2  105 . 3100

kg/l

 pression maximale admissible en tête de tubing au début de l’opération bullheading Padm1 

165 .  3100  (0.022  3100)  433bars 10.2

 pression maximale admissible en tête de tubing à la fin de l’opération bullheading Padm2 

(165 .  105 . )  3100  182 bars 10.2

 pression statique initiale stabilisée en tête de tubing Ptbg1 = 252 bars  pression statique finale en tête de tubing à la fin de l’opération bullheading Ptbg2 = 0 bars (puits plein de fluide de contrôle) La représentation graphique de l’évolution des pression en tête de tubing est utilisée comme guide durant l’opération de neutralisation (fig 2.35 et 2.36).

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- 45 -

EVOLUTION DES PRESSIONS EN TETE DE TUBING DURANT L'OPERATION DE NEUTRALISATION PAR BULLHEADING Vanne fermée Vanne ouverte

Saumure d = 1.20 Saumure d = 1.05

Huile +Gaz

252 bars

276 bars

00 bars

Casing 7" - 32#

Tubing 4 1/2 - 13.5#

Gaz piégé

pompage de 9.50 m3 de saumure de d=1.05

Fermeture et stabilisation des pressions en tête

pompage de 27.528 m3 de saumure de d=1.05

Limite d’éclatement du tubing 4 1/2 600

600

Interval de la pression de travail pendant l’opération bullheading 500

500

Pression maximale admissible en tête 400

400 Pression maximale admissible en tête avec un facteur de sécurité de 30 bars 300

300

200

200 Pression statique en tête de tubing 100

100

0 0

2

4

6

8 10 12 14 16 18 Volume de fluide de contrôle pompé dans le tubing (m3)

20

22

24

0

Fig 2.35 & 2.36 NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc

- 46 -

B/ Cas d’une communication entre l’intérieur tubing et l’espace annulaire Une communication entre l’intérieur tubing et l’espace annulaire peut entraîner le passage du fluide de formation dans l’espace annulaire. Cette communication peut être causée par:  une défaillance de tubing  une mauvaise étanchéité des éléments de fond ou du packer  une mauvaise cimentation avec une défaillance du tubage La localisation de la profondeur de la communication peut être faite par interprétation des pressions en surface par exemple:  si les pressions en tête sont égales, on considère que la communication est près de la surface  si la pression en tête de l’annulaire est considérablement inférieure à la pression en tête de tubing, on considère que la communication est près du fond Si les indications en surface ne sont pas significatives, la localisation du point de communication sera déterminée par la circulation de traceurs ou par diagraphies. Dans ces conditions le meilleur moyen pour neutraliser le puits est d’utiliser la méthode bullheading tubing/annulaire afin d’assurer un contrôle effectif de la pression de fond. La méthode bullheading tubing/annulaire consiste à pomper un fluide de contrôle dans le tubing et à travers l’espace annulaire pour squeezer le fluide de formation dans le réservoir. Les débits de pompage doivent être choisis de façon à ce que les interfaces fluide de contrôle/fluide de formation soient réguliers et au même niveau pendant toute l’opération de neutralisation. Par exemple: pour une complétion 2 7/8 x 7 32 #, le débit à travers l’annulaire est approximativement cinq (5) fois celui de l’intérieur du tubing.

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Exemple d’application: Données du puits Côte milieu des perforations Pression de pores Densité d’équilibre Densité de fracturation Densité du fluide de contrôle Densité du fluide annulaire Capacité du tubing 2"7/8-N80# Capacité de l’espace annulaire Péclatement tubing Péclatement casing 7"-P110-32# Pression statique en tête de tubing Pression statique en tête de casing

: 3962 m : 614 bars : 1.58 Kg /l : 1.88 Kg/l : 1.60 Kg/l : 1.70 Kg/l : 3.02 l/m : 14.60 l/m : 729 bars : 859 bars : 345 bars : 83 bars

Calculs:  volume intérieur du tubing:  volume de l’espace annulaire:

Vint tbg = 3962 x 3.02 = 11.965 m3 Ve an = 3962 x 14.60 = 57.840 m3

 pression maximale admissible au démarrage de la pompe : Padm1 = (1.88 x 3962 ) / 10.2 - (614 - 345) = 461 bars  pression maximale admissible après remplissage de l’intérieur tubing avec le fluide de contrôle : Padm2 = ( 1.88 - 1.60 ) x 3962 / 10.2 = 109 bars  pression stabilisée en tête du tbg après remplissage du puits avec le fluide de contrôle : Ptbg2 = 00 bars  pression stabilisée en tête de l’annulaire après remplissage du puits avec le fluide de contrôle: Pe an2 = 00 bars

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- 48 -

EVOLUTION DES PRESSIONS EN TETE DE TUBING ET D'ANNULAIRE DURANT L'OPERATION DE NEUTRALISATION PAR BULLHEADING TUBING / ANNULAIRE Vanne fermée Vanne ouverte

Gaz + Huile Saumure d = 1.20

345 bars

205 bars

00 bars Fluide de contrôle

83 bars

200 bars

00 bars

Casing 7”

Saumure

Tubing 2 7/8"- N80

Défaillance au niveau du packer

Etat du puits encours de l'opération bullheading

Fermeture et stabilisation des pressions en tête

Fin de l'opération bullheading et observation des pressions

Interval de travail durant l’opération bullheading Both Sides 461 440

Pression maximale admissible en tête

Pression maximale admissible en tête avec un facteur de sécurité de 21bars

Pression en surface (bars)

345

205 179 109

Pressions statiques en tête de tubing

88

Volumes pompés dans le tubing (m3)

0

2

4

6

8

-08 (overbalance)

10

Volumes pompés dans l'annulaire (m3) 0

6

12

18

24

30

36

42

48

54

Fig 2.37 & 2.38

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- 49 -

2.4.5 Volumetric Method C’est une méthode de contrôle conventionnelle qui consiste à faire remonter une venue de gaz jusqu’en surface sans circulation, en laissant le gaz se détendre d’une manière contrôlée. Cette méthode est utilisée dans des situations particulières de venues où la circulation de l’effluent devient impossible telles que:     

garniture de forage hors du trou garniture coincée loin du fond bouchage de la garniture de forage arrêt de la force motrice sifflure ou rupture de la garniture de forage

On peut distinguer deux cas possibles lors de l’application de la Volumetric Method: 1er- cas: communication de pression entre l’espace annulaire et l’intérieur des tiges avec impossibilité de circulation. Chaque fois que la lecture de la pression en tête des tiges est possible, on utilise ce qu’on appel la méthode de purge classique. Cette méthode consiste à purger de la boue pour maintenir la pression en tête des tiges constante et égale à la valeur de la pression stabilisée (Pt1) jusqu’à l’arrivée du gaz sous les obturateurs où il sera évacué en circulation ou en utilisant la lubricating technique. En pratique, une marge de sécurité est prise pour pallier aux fluctuations des pressions lors de la manipulation de la duse.

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- 50 -

2eme- cas: pas de communication de pression et impossibilité de circulation Lorsque la lecture de la pression en tête des tiges n’est pas possible, le contrôle de la pression de fond doit se faire avec le manomètre annulaire. a) Choix et calculs 1) Choix du palier de pression de travail (P) Le palier de pression de travail (P) est défini comme étant l’augmentation de pression annulaire autorisée avant de purger un certain volume de boue pour garder la pression de fond constante. La valeur de ce palier de pression est généralement comprise entre 5 et 10 bars. En pratique, l’augmentation de la pression annulaire est obtenue en laissant le gaz migrer puits fermé. 2) Choix de la marge de sécurité (S) Une marge de sécurité de 10 à 15 bars est prise pour pallier aux variations des pressions dues au maniement de la duse. 3) Calcul du volume de purge (V) Le volume V est le volume de boue à purger dans le trip tank donnant une pression hydrostatique dans l’espace annulaire égale au palier de pression de travail (P) choisi. Le calcul de ce volume est obtenu par la formule suivante: V=

où:

10.2  P  Vea d1

V : Volume de boue à purger (L) P : Palier de pression de travail (bars) d1 : densité de la boue (kg/L) Vea : Volume espace annulaire correspondant à la position du gaz dans l’espace annulaire (L/m)

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4) Calcul de la vitesse de migration du gaz (Vm) Une fermeture prolongée du puits après une venue de gaz aura pour conséquence une augmentation de pression due à la migration de ce dernier. La vitesse de migration du gaz dans l’espace annulaire est estimée à partir de l’augmentation de la pression par unité de temps. Pour connaître la position du gaz à tout moment dans l’espace annulaire, la formule suivante peut être appliquée: Vm =

où:

10 .2  P d1

Vm : vitesse de migration du gaz (m/h) P : augmentation de pression (bars/h) d1 : densité de la boue (kg/L)

Procédure de mise en oeuvre de la Volumetric Method 1) Noter la pression stabilisée en tête de l’annulaire Pa1 2) Laisser la pression annulaire monter jusqu’à la valeur Pa2 = Pa1 + S + P 3) Purger dans le trip tank à pression annulaire constante et égale à Pa2 le volume de boue V calculé correspondant à la position du gaz dans l’annulaire en utilisant de préférence la duse manuelle 4) Laisser la pression annulaire monter d’une valeur égale au palier de pression de travail P choisi. La pression annulaire aura une nouvelle valeur: Pa3 = Pa2 + P 5) Répéter les séquences 3 et 4 jusqu’à l’arrivée du gaz en surface, puis sera évacué en utilisant la lubricating

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- 52 -

0

Puits fermé aprés venue

Pa1

0

Pa2

Augmentation de la Pan par migration

0

Pa3

Augmentation de la Pan aprés purge

0

Pa4

Augmentation de la Pan aprés purge

0

Pa5

Arrivée du gaz sous les BOP's

. Fig 2.22

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- 53 -

Exemple d’application: Données: 0

Pa1

Boue Trip tank

Venue

Z = 3700 m Zs = 2450 m d1 = 1.40 kg/L dgaz = 0.30 kg/L LDC = 200 m Pt1 = 0 bar (garniture bouchée) Pa1 = 50 bars Gain = 1500 L Capacités: OH/DC = 15.20 L /m OH/DP = 23.90 L /m CSG/DP = 24.90 L/m

On prend une marge de sécurité S=10 bars et un palier de pression de travail P = 5 bars. La pression annulaire est égale à: Pa2 = Pa1 + S + P NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc

- 54 -

Pa2 = 50 + 10 + 5 = 65 bars Si l’augmentation de pression est de 10 bars en 30 min, la bulle de gaz a migré du fond de la valeur: h= h

10.2  P d1 10.2  10  73 m 1.40

et la vitesse de migration est de:

Vm= Vm=

10.2  P d1 10.2   10  2 1.40



 146

m/h

La bulle de gaz est dans l’espace annulaire drill collars-trou. Le volume de boue V à purger dans le trip tank correspondant au palier de pression de travail (P) de 5 bars est égal à : V=

10.2  P  Vea (OH/DC) d1

V=

10.2  5  15.2  554 litres 1.40

Le volume de boue V à purger lorsque la bulle est dans l’espace annulaire tiges-trou est égal à : V=

10.2  P  Vea (OH/DP ) d1

V=

10.2  5  23.9  871 litres 1.40

Le volume de boue V à purger lorsque la bulle est à l’intérieur du tubage est égal à: V=

10.2  P  Vea (CSG/DP) d1

V=

10.2  5  24.9  907 litres 1.40

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- 55 -

La mise en application de la volumetric method est décrite comme suit: 1) après fermeture, laisser la pression annulaire augmenter jusqu’à la valeur Pa2 = 65 bars, ensuite purger à pression annulaire constante le volume V=554L 2) laisser la pression annulaire augmenter jusqu’à la valeur Pa 3 = 70 bars et purger à pression annulaire constante le volume V = 871 L 3) Répéter la séquence 2 en laissant la pression annulaire augmenter de la valeur P et purger le volume V correspondant à la position de la venue dans l’espace annulaire jusqu’à l’arrivée de la venue sous les obturateurs.

Pression annulaire(bars)

Pa6= Pa5= Pa4 =

Pa3 = Pa2 =

85

80

75

70

65

P

S

Pa1

Volume de purge (L) 554 L

871 L

871 L

907 L

907 L

Fig: 2.23

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- 56 -

Fig: 2.24

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- 57 -

2.4.6 Lubricating Technic C’est une technique utilisée pour évacuer un volume de gaz se trouvant sous les obturateurs en le remplaçant par la boue de forage. Le principe de la technique consiste à maintenir la pression de fond constante en pompant un certain volume de boue par l’espace annulaire et de purger un volume de gaz pour réduire la pression annulaire d’une valeur égale à la pression hydrostatique du volume pompé. Procédure de mise en oeuvre de la Lubricating 1) Noter la pression annulaire Pa 2) Choisir un palier de pression de travail P qui est généralement compris entre 5 et 10 bars 3) Calculer le volume de boue V donnant une pression hydrostatique dans l’espace annulaire égale au palier de pression de travail P choisi V= où:

10.2  P  Vea d1

V : volume de boue à pomper par l’espace annulaire (L) P : palier de pression de travail choisi (bars) d1 : densité de la boue (kg/L) Vea : volume de l’espace annulaire tubage-tiges (L/m)

4) Pomper par l’espace annulaire (kill line) le volume de boue V calculé 5) Laisser la boue se décanter à travers le gaz 6) Purger du gaz à l’aide de la duse manuelle pour réduire la pression annulaire d’une valeur égale au palier de pression de travail P choisi plus la surpression due à l’injection de la boue 7) Répéter les séquences 4, 5 et 6 jusqu’à l’évacuation complète de la venue

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Note:

Dans le cas d’une venue en cours de manoeuvre, la pression annulaire doit être nulle en fin de l’opération de lubrification et l’augmentation de la densité n’est pas nécessaire pour remettre le puits sous contrôle.

Exemple d’application: 0

Pa

Venue

Boue Trip tank

Données: d1 = 1.40 kg/L Pt1 = 0 bar (garniture bouchée) Pa = 100 bars Capacité annulaire: csg/dp = 24.90 L/m On choisira un palier de pression de travail P de 5 bars.

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Le calcul du volume de boue à pomper correspondant au palier de pression de travail P est: 10.2  P  Vea d1 10.2  5  24.9  907 litres = 1.40

V= V

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- 60 -

L’évolution de la pression annulaire en fonction du volume de boue pompé est représentée comme suit sur la figure 2.25.

Pannulaire (bars)

100 95 90 85 80 75 907

1814

2721

3628

4535 Cumul V pompé (L)

Fig 2.25 Pour remettre le puits sous contrôle dans la cas précédemment étudié où la garniture a été supposée bouchée, cette dernière doit être perforée ou nettoyée après l’évacuation complète de la venue.

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- 61 -

Fig: 2.26

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2.4.7 Procedure de Stripping Dans le cas d’une venue en cours de manoeuvre de remontée, plusieurs options peuvent être envisagées: a) si le puits ne débite pas, redescendre la garniture au fond puits ouvert tout en surveillant le retour de boue à la goulotte. b) si le puits est fermé, garniture loin du fond et les conditions du trou ne permettent pas de redescendre la garniture, la Volumetric Method sera utilisée pour contrôler la venue. c) si le puits est fermé après débit et les conditions du trou le permettent, le stripping est recommandé pour retourner l’outil au fond et évacuer la venue en circulation (première circulation de la Driller’s Method). Sachant que le contrôle d’une venue en cours de manoeuvre ne sera effectif que si l’outil est au fond, tous les efforts doivent être déployés pour redescendre l’outil au fond en utilisant la procédure de stripping. En effet, le stripping est une technique qui permet en cas de venue de redescendre la garniture de forage au fond (puits fermé), en gardant la pression de fond constante. Pour maintenir la pression de fond constante, l’opération de stripping consiste à purger à pression annulaire constante un volume de boue égal au volume extérieur de la garniture introduite, plus un certain volume correspondant à l’augmentation de la pression annulaire due à la migration du gaz. La réalisation pratique d’une telle opération s’avère délicate pour les raisons suivantes:  augmentation de la pression en tête d’annulaire dûe simultanément à la migration du gaz et à l’introduction de la garniture dans le puits  difficulté de connaître la position exacte du gaz dans le puits  mise en place d’équipements adaptés à l’opération (trip tank et BOP’s).  manque de formation et de communication.

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- 63 -

Procédure de mise en oeuvre de l’opération de stripping 1) Noter le gain (G) et relever la pression annulaire stabilisée (Pa1). 2) Préparer la feuille de contrôle pour le stripping. 3) Choisir un palier de pression de travail P qui est généralement compris entre.5 et 10 bars 4) Calculer le volume de boue V1 à purger correspondant à ce palier de travail.

V1 =

où:

10.2  P  Vea ( OH d1

/ DC )

V1 : volume de boue à purger (L) P : palier de pression de travail choisi (bars) d1 : densité initiale de la boue (kg/L) Vea : volume de l’espace annulaire trou-tiges (L/m)

5) Choisir une marge de sécurité (S) pour pallier aux fluctuations de pressions dues à la manipulation de la duse. Sa valeur est généralement comprise entre 10 et 15 bars 6) Calculer la marge de sécurité (SDC) pour compenser la chute de pression hydrostatique due à l’introduction de la BHA dans la venue

SDC=

où:

d1  dgaz  G  10.2 Vea OH  



/ DC



G   Vtrou 

d1 : densité initiale de la boue (kg/L) dgaz : densité de l’effluent (kg/L) G : gain mesuré en surface (L) Vea(OH/DC) : volume de l’espace annulaire OH/DC (L/m) Vtrou : volume linéaire du trou (L/m)

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7) Aligner le manifold de duse sur le trip tank et réduire la pression de régulation de l’obturateur annulaire jusqu’à l’obtention d’une légère fuite 8) Faire monter la pression annulaire (en strippant) à une pression Pa2 égale à la valeur: Pa2 = Pa1 + S + SDC + P 9) Continuer l’opération de stripping en introduisant la garniture lentement à une vitesse de l’ordre de 0.3 m/s (1 ft/s) et en purgeant à pression annulaire constante égale à Pa2. 10) Après chaque longueur introduite, noter le volume total purgé V et calculer la différence entre ce dernier et le volume extérieur total de la garniture introduite dès le début de la purge. 11) Poursuivre l’opération de descente en purgeant à pression annulaire constante égale à Pa2 jusqu’à ce que la différence entre le volume total purgé V et le volume total extérieur introduit depuis le début de la purge Vext soit égale au volume calculé. V1 = V - Vext 12) Fermer la duse manuelle et continuer à stripper en laissant la pression annulaire monter de P jusqu’à la valeur Pa3 avec: Pa3 = Pa2 + P 13) Répéter les séquences 11 et 12 jusqu’à ce que l’outil arrive au fond et se préparer pour évacuer la venue en circulation. Recommandations pour l’opération de stripping Remplir la garniture au moins chaque cinq (5) longueurs descendues. Descendre lentement lors du passage des tool-joints à travers l’obturateur annulaire.

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Enlever les protecteurs de tubage et graisser les tool-joints des tiges lors de la descente. Utiliser un trip tank gradué de faible capacité pour un bon suivi des volumes. Installer la bouteille d’accumulateur sur la ligne de fermeture de l’obturateur annulaire pour absorber les surpressions causées lors du passage des tool joints à travers l’obturateur. Exemple d’application: 0

10

Trip tank

Boue

Venue

Données: Outil Côte verticale (Z) Côte sabot (Zs) Côte outil Vint tiges V acier tiges Vea (trou-DP) Vea (trou-DC) Volume trou Densité boue

8 1/2 3600 m 3000 m 3100 m 9.15 L/m 4 L/m 23.3 L/m 15.2 L/m 36.6 L/m 1.45 Densité gaz Gain

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0.30 3000 L

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Solution: 1) On choisi un palier de pression de travail P = 5 bars et une marge de sécurité S = 10 bars. 2) Calcul du volume V1 correspondant au palier de pression de travail V1 =

10.2  P  Vea ( OH d1

V1 =

10.2  5  15.2  1.45

/ DC)

535 litres

3) Calcul du volume extérieur de la garniture Vext = V int tiges + V acier Vext = 9.15 + 4 = 13.15 L/m 4) Calcul de la sécurité SDC SDC=

d1  dgaz  G  10.2  Vea  OH

SDC=

1.45  0.3  3000 3000    10.2 36.6   15.2

/ DC





G   Vtrou 

=

13 bars

5) Calcul de la pression annulaire Pa2 Pa2 = Pa1 + S + SDC + P Pa2 = 10 + 10 + 13 + 5 = 38 bars Réalisation  Faire augmenter la pression annulaire en strippant jusqu’à 38 bars, puis continuer à stripper à pression annulaire constante et égale à 38 bars en purgeant dans le trip tank.  Après chaque longueur introduite, noter le volume total purgé V et calculer le volume V1 = V - Vext. Continuer à stripper à pression annulaire constante et égale à 38 bars jusqu’à ce que le volume V1 soit NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc

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égal à 535 L (sans tenir compte du volume extérieur de la garniture ayant servi à faire augmenter la pression annulaire à la valeur Pa2).

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 Fermer la duse et faire augmenter la pression annulaire de 38 à 43 bars en strippant. Puis continuer l’opération de stripping à pression annulaire constante et égale à 43 bars en purgeant.  Répéter les opérations de descente et de purge jusqu’à ce que l’outil arrive au fond en faisant augmenter la pression annulaire de 5 bars chaque fois qu’un volume V1 = 535 L est récupéré. Note: Fermer la duse durant les ajouts des longueurs.

P r e ssio n a n n u la ir e (b a r s )

L’évolution de la pression annulaire en fonction du nombre de longueurs strippées dans le puits est donnée à titre indicatif. sur la figure ci-dessous.

53 48 43 38

0

1

5

13

9

17 Nbre de longueurs

Fig 2.27

NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc

- 69 -

Fig : 2.28 NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc

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2.5 PROBLEMES ASSOCIES AVEC LE CONTROLE DES PUITS  Endommagement de la formation La boue de forage est constituée essentiellement d’une phase liquide mixée avec des produits chimiques et solides afin de contrôler les problèmes de pertes de circulation. Le mécanisme de filtration pendant le forage dû essentiellement à la perte de la phase liquide de la boue dans le réservoir peut endommager la couche productrice par le dépôt des solides, le même problème peut se produire pendant les opérations de perforations. Les conséquences de l’endommagement du réservoir peuvent être:  une diminution de perméabilité par déposition des solides contenus dans la boue et qui forment un filtre cake  une diminution de la perméabilité relative dûe à l’invasion de la couche productrice par l’eau contenu dans la phase liquide de la boue  une réduction de la perméabilité par gonflement des argiles L’utilisation de produits LCM destinés pour colmater les pertes de circulation doivent être sélectionnés de façon qu’on puisse les détruire ultérieurement. Généralement les produits LCM les plus utilisés sont:  le sel qui peut être éliminé avec de l’eau claire  les carbonates de calcium qui sont acidifiables L’utilisation de l’eau claire ou le gas oil durant les opérations de forage, complétion/work over et perforations peut réduire considérablement les problèmes d’endommagement de la formation par les produits chimiques et solides contenus dans le fluide utilisé.

Pendant la phase de production l’endommagent de la formation peut avoir les conséquences suivantes: NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc

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 une réduction de la perméabilité par les dépôts d’asphaltènes et de paraffines  un bouchage des parois du puits par précipitation de dépôts (sulfates de baryum)  une réduction de la perméabilité par formation d’une émulsion huile/eau (wetting)  une réduction de la perméabilité par gonflement des argiles La meilleur façon d’éviter l’endommagement de la formation durant les interventions sur un puits est de:  isoler la formation par une barrière mécanique (bouchon wire line ou de sable)  choisir un fluide de complétion et workover adéquat Tableau des différents types de saumures et leurs densités DESIGNATION

INTERVALLE DE DENSITE

Chlorures de Potassium

KCl

1.00 - 1.16 Kg/l

Chlorures de Sodium

NaCl

1.00 - 1.20 Kg/l

Chlorures de Calcium

CaCl2

1.00 - 1.42 Kg/l

Chlorures de Calcium

CaCl2

Bromures de Calcium

CaBr2

Chlorures de Calcium

CaCl2

Bromures de Calcium

CaBr2

Bromures de Zinc

ZnBr2

Bromures de Calcium

CaBr2

Bromures de Zinc

ZnBr2

Bromures de Zinc

ZnBr2

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1.42 - 1.85 Kg/l

1.74 - 2.30 Kg/l

1.74 - 2.30 Kg/l 1.62 - 2.52 Kg/l

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Pressions piégées Les pressions de fermeture en tête de puits peuvent être affectées par des pressions piégées dans l’annulaire ou dans le tubing. Une pression piégée est généralement causée par:  une migration de gaz dans un puits fermé  un certain volume de gaz piégé derrière l’extension sous packer  une fermeture du puits avant l’arrêt total des pompes La pression piégée due à la migration de gaz ne sera stabilisée que lorsque le gaz arrive en surface par contre une pression piégée due à la fermeture du puits avant l’arrêt complet des pompes restera stable. Pour vérifier la présence d’une pression piégée on doit normalement procéder à des purges successives de volume n’excédant pas approximativement 80 litres (½ baril) par purge tout en observant les pressions en tête du puits après chaque purge. Si les pressions observées en tête de puits sont dues à des pressions piégées, chaque purge entraînera une diminution de ces pressions, dans le cas contraire les pressions en tête vont augmenter ou restent stables  Formation des hydrates La formation des hydrates est un phénomène qui peut se manifester en aval des restrictions causé par une détente brusque et importante d’un gaz humide. Les hydrates peuvent se former à une température supérieure à celle de cristallisation de l’eau, sous certaines conditions de pression et de température pour un gaz de densité donnée. Pour éviter la formation des hydrates durant les opérations d’intervention, trois actions peuvent être prises:

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 réduire la pression différentielle  augmenter la température en surface  injecter des produits antigel principalement le glycol qui a une température de cristallisation de - 7°C (débit d’injection de la pompe entre 0.25 et 1 /mn) Pour éliminer les hydrates déjà formés on augmente la température ou on injecte le méthanol au point d’intérêt (le méthanol ayant une température de cristallisation de -63°C) Tableau des températures de cristallisation du mélange glycol/eau % GLYCOL / EAU

TEMPERATURE DE CRISTALLISATION °C

DENSITE MELANGE

100/0

-7

1.115

90/10

-28

1.109

80/20

-43

1.101

70/30

-60

1.091

60/40

-60

1.079

50/50

-44

1.068

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Effet de détente de Gaz (Joule Thomson)

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Courbes de formation des hydrates d’après KATZ

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 Problèmes du sulfure d’hydrogène (H2S) Le sulfure d’hydrogène est un gaz toxique, explosif et corrosif, à très faible concentration son odeur est similaire à celle d’un oeuf pourri mais à forte concentration le sulfure d’hydrogène s’attaque directement au système nerveux et la mort est instantanée. La densité du sulfure d’hydrogène est supérieure à celle de l’air c’est la raison pour laquelle il se concentre dans les endroits bas. Les normes standards définissent la limite maximale de travail (treshold limit) de 8ppm/jour/semaine mais si la concentration d’HS dépasse cette valeur le port du masque devient obligatoire. Le personnel opérant dans les zones à risque d’HS doit normalement être certifié et entraîné. Le meilleur moyen de prévention contre le sulfure d’hydrogène dans le cas de forage et de workover est de s’assurer que la pression de fond est toujours supérieure à la pression de pore. Dans le cas d’une venue de sulfure d’hydrogène, il est hautement recommandé de ne pas circuler l’H2S en surface mais de le réinjecter dans la formation. Dans les autres cas d’intervention sur les puits producteurs, il est recommandé d’équiper les installation de surface de systèmes de détection et de moyens de secours et d’évacuation d’urgence. Des systèmes pour ventiler ou brûler le sulfure d’hydrogène doivent être installer afin de minimiser les risques de perte humaine et de pollution. Des équipements de secours de premières nécessités d’une autonomie de cinq (05) minutes doivent être mise à la disposition du personnel.

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Comportement des personnes en présence du sulfure d’hydrogène PPM

0-2 minutes

3 - 15 minutes

20 à 100 Toux et irritation avec mal des yeux Perte d’odorat

100 à 150 150 à 200

200 à 350

15 à 30 minutes

1à4 heures Conjonctivité Maux de douce, tête et irritation fatigue Difficultés Mal de Toux respiratoire gorge vomisseme s nt, irritation des yeux Mal de Mal de Vision flou, gorge et gorge et sensible à irritation irritation la lumière des yeux des yeux Douleur,larm Ecoulement du Difficultés e aux yeux nez, douleur respiratoire des yeux, avec fatigue difficultés , respiratoires contaminati on du sang, mort Difficultés décès

Irritation des yeux et perte de l’odorat

Irritation des yeux

Perte de l’odorat

Irritation des yeux et respiratoires, toux, irritation vertige des yeux,

350 à 450

30 minutes à 1 heure

4à8 heures

8 à 48 heures

Complicatio n

clinique Etat de choc

décès

décès

fatigue et nausée

450 à 700

Difficultés respiratoires Irritation des yeux et perte de conscience

+ 700

Etat de choc et décès

Toux et Etat de perte de choc conscience et décès

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