Rapport de stage en production des hydrocarbures (Hassi R'mel).pdf

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE UNIVERSITE M’HAMED BOUGUERRA-BOUMERDES FACULTE DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE DEPARTEMENT : GISEMENTS MINIERS ET PETROLIERS Spécialité : exploitation Option : production

Ce travail est réalisé par : HAMMOUDI Djamel DJOUADI Younes

HASSI R’MEL | JUILLET 2011

REMERCIEMENT Nous, Y.DJOUADI et D.HAMMOUDI, étudiants à la faculté des hydrocarbures et de la chimie de l’université de Boumerdès, nous tenons à remercier la Direction Engineering & Production de la direction régionale de HRM pour la chance qu’elle nous a offert pour s’approcher plus de l’industrie pétrolière et de voir mieux le coté pratique de ce domaine. Ainsi, nous tenons à remercier tous les ingénieurs et les techniciens travaillant au sein des differents services de la direction Engineering & Production et toute personne qui, de près ou de loin, a laissée une tache sur la réalisation de ce travail.

HAMMOUDI Djamel DJOUADI Younes

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RAPPORT DE STAGE

Y.DJOUADI & D.HAMMOUDI

I. INTRODUCTION……………………………………………………………………………………….01 II. HISTORIQUE DU GISEMENT DE HASSI R’MEL……..…………………………01 1. Situation géographique……………………………….…………………………………………..01 2. Historique du gisement……………………………………………………………………………02 III. GEOLOGIE DE HASSI R’MEL……………………….……………………………………….05 1. Aspect structurale de la région…………………………….………………………………….05 2. Aspect stratigraphique…………………………………………………………………………….06 a) Le paléozoïque…………………………………………………………………………………….06 b) Le mésozoïque…………………………………………………………………………………….07 c) Le cénozoïque……………………………………………………………………………………..08 IV. SUBDIVISION DES RESERVOIRS ET LEURS LIMITES D’EXTENSION……………………………………………………………………….………………..08 1. Réservoir A……………………………………………………………………………….……………..10 a) Limite d’extension………………………………………………………………..…………….10 b) Lithologie………………………………………………………………………………..………….10 2. Réservoir B…………………………………………………………………………………..………….10 a) Limite d’extension…………………………………………………………………..………….10 b) Lithologie……………………………………………………………………………………………10 3. Réservoir C……………………………………………………………………………………….……..10 a) Limite d’extension……………………………………………………………………..……….10 b) Lithologie……………………………………………………………………………………….……11 4. La série inférieure………………………………………………………………………………..….11 V. LES ZONES INDUSTRIELLES……………………………………………………………….11 1. La zone Nord……………………………………………………………………………………………11 2. La zone Centre………………………………………………………………………………………….12 3. La zone Sud………………………………………………………………………………………………12 VI. EXPLOITATION DES RICHESSES………………………………………………………12 1. Procédés de traitement de gaz…………………………………………………………………13 a) Procédé RICHARD………………………………………………………………………………..13 b) Procédé HUDSON………………………………………………………………………………..13 2. Les problèmes techniques d’exploitation au niveau de l’anneau d’huile….14 VII. DESCRIPTION DES DIFFERENTES UNITES A HASSI R’MEL………16 1. Centre de traitement d’huile (CTH)…………………………………………………………..16

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SOMMAIRE

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2. Centre de traitement de gaz (CTG)………………………………………………………..…16 3. Centrale de stockage et de transfert des fluides (CSTF)……………………………16 4. Station de récupération des gaz associés (SRGA)……………………………………..16 5. Module Processing plant (MPP)……………………………………………………………….16 6. Le boosting………………………………………………………………………………………………17 VIII. LA DIRECTION REGIONALE DE HASSI R’MEL…………………………….18 IX. PRESENTATION DE LA DIRECTION ENGINEERING ET PRODUCTION…..............................................................................................18 1. Département études et programmes……………………………………………………….19 a) Service de surveillance géologique………………………………………………………19 b) Service de géologie études………………………………………………………………….19 c) Service engineering et développement ………………………………………………20 d) Service techniques de production……………………………………………………….20 2. Département production gaz…………………………………………………………………..20 a) Service mesures et contrôles………………………………………………………………20 b) Service exploitation gisement……………………………………………………………..21 3. Département production huile…………………………………………………………………22 a) Service mesures…………………………………………………………………………………..22 b) Service exploitation……………………………………………………………………………..23 c) Service déshuilage……………………………………………………………………………….24 4. Département Opérations………………………………………………………………………….25 a) Service Work-over (WO)………………………………………………………………………25 b) Service Wire-Line (WL)………………………………………………………………………..26 c) Service intervention…………………………………………………………………………….28 d) Service méthodes et planning……………………………………………………………..29

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I.

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INTRODUCTION

L’énergie occupe une place prépondérante dans le monde. C’est pour cela que l’Algérie a consacré une grande importance à ce secteur et particulièrement au secteur des hydrocarbures, depuis sa nationalisation en 24 février 1971. Les hydrocarbures représentent la richesse la plus stratégique au monde, car c'est le moteur de l'industrie et c'est pour cela que leurs conséquences et influences sont importantes sur tous les plans. L’objectif de tout pays producteurs est de rechercher à récupérer le maximum des réserves en place et de continuer la production avec toutes les méthodes de récupération. La demande du gaz naturel vient en second plan après le pétrole, mais son importance s'accroît car c'est une source d'énergie propre qui n'altère pas l'environnement. L'Algérie figure parmi les pays producteurs du gaz naturel au monde (4ème place à l’échelle mondiale et 1ère place à l’échelle Africaine), et sa plus grande partie de production est assurée par le gisement gazier de la région de Hassi R'mel. Ce gisement est classé parmi les champs de gaz importants dans le monde.

II.

HISTORIQUE DU GISEMENT DE HASSI R’MEL

1. Situation géographique Hassi R’mel (HR), la porte du Sahara, se situe à 525 km au sud d'Alger, à 120 km au sud de la wilaya de Laghouat, à environ 70 km à l’ouest de Beriane, et à 120 km au Nord-Ouest de Ghardaïa, à une altitude d'environ 750 m, s'étend sur une superficie de 3500 km², entre les méridiens 2°55’ et 3°45’ Est, et les parallèles 33°15’ et 33°45’ Nord. Cette région est caractérisée par un climat sec, une faible pluviométrie (140 mm par an) et une humidité moyenne de 19% en été et 34% en hiver. Les températures à Hassi R’mel varient entre 5°C et 45°C. Les vents

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violents de direction nord-ouest soulèvent le sable jusqu’à 110 m d'altitude et réduit la visibilité à 15 m. Le sirocco est un vent chaud et sec caractérisant soufflant du sud à une vitesse de 40 km/h et dure jusqu’à 12 jours en été.

2. Historique du gisement L’historique de la découverte du gaz à HR se résume comme suit : En 1951, la 1ère compagnie géophysique s’intéressant à la région a relevé la présence d'une couche de terrain sous forme d'anticlinal non loin de Tilghemt. En 1952, le 1er forage réalisé par la SN-REPAL a mis en évidence la présence d'un trias dont les pores sont imprégnés d'hydrocarbures. En 1956, le 1er puits de Hassi R'mel venait d'être implanté au sommet de cette couche qui est nommée Roche Magasin. De 1957 à 1961 sept

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autres sondages HR2 - HR3 – HR4 – HR6 – HR7 – HR8 et HR9 au voisinage de HR1 confirmèrent la découverte du gisement qui commença à produire en 1961. En 1960, la société d'exploitation des hydrocarbures de HR (SEHR) a été créée dans le but de traiter, transformer, transporter et distribuer ce gaz. Dans le cadre de son activité, SEHR traitait certaines taches en exécutant les travaux de production par la SN-REPAL en vertu d'un contrat de 5 ans. Elle a aussi mandaté diverses sociétés spécialisées pour transporter et commercialiser les produits du gaz naturel. Après l'indépendance, l'Algérie a mis en valeur, à son compte, les richesses de son sol et de son sous-sol en créant la SONATRACH (Société Nationale de Transport et de Commercialisation des Hydrocarbures). En 1965, des négociations ont abouti sur un accord Algéro-Français qui a attribué à l'Algérie, la commercialisation du gaz naturel et apporté la révision de la fiscalité applicable aux sociétés françaises pour les exercices de 1969-1970. La négociation a été suspendue en 1970 par le gouvernement français et poursuivi par la suite au niveau de la SONATRACH et des groupes pétroliers CFP et ERAP. L'Algérie a pris la décision, en dates du 24 février et du 12 avril 1971, de nationaliser ses richesses gazières et pétrolières. Suite à cette nationalisation, de nouveaux puits et installations de traitements sont mis en marche de 1971 à 1974 et la capacité de production a été élevée jusqu'à 4 milliards de m3/an. Cette extension est une étape d’un vaste plan de développement qui sera entrepris par SONATRACH. En 1975 la SONATRACH a mis en œuvre un plan directeur en élaborant un vaste programme de développement qui tient compte des réserves en place récupérables en gaz et en hydrocarbures liquides. La nature et l'homogénéité du réservoir HR ont conduit au choix d'un modèle de développement qui est un schéma d'exploitation comportant 3 zones de production (Nord, Centre, Sud) et deux zones de réinjection (Nord, Sud). De 1975 à 1980, faisant suite au plan directeur de développement, les modules 1, 2, 3 et 4 ont été additionnés à l'ancien module CTG (module 0) qui permet de récupérer les hydrocarbures lourds (Condensat + GPL) du gaz brut. Tous les produits de gaz sont transportés vers le centre de stockage et de transfert (CSTF) et de là vers les points de ventes par gazoduc. Le gaz sec est utilisé de deux manières : d'une part il est réinjecté dans le gisement par l'intermédiaire de deux stations de compression Nord et Sud

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et d'autre part, il est conduit vers les installations de liquéfaction sur la côte méditerranéenne. Le champ de Hassi R’mel contient des réserves considérables de gaz et une richesse en condensât importante d’ordre de 210 g/m3. Pour ce champ la pression initiale est égale à la pression de rosée ce qui provoquera une condensation rétrograde d’une fraction de la phase gazeuse formant une zone de liquide d’une certaine saturation aux abords du puits lors de la production en raison de la chute de pression. Ce dépôt liquide traduira : · Une réduction de la perméabilité relative du gaz c-à-d sa mobilité ; · Une perte du condensât (les composés lourds). Les travaux de développement ont fini par découvrir en 1979 un anneau d’huile sur le périphérique Est et Sud du gisement. Cet anneau d’huile se trouve limité par un chapeau de gaz au sommet et par un aquifère à sa base, avec une hauteur utile moyenne de 11m. L’exploitation de cet anneau d’huile a commencée en octobre 1981 par le puits HR154, relié au premier centre de traitement CTH1. Actuellement l’exploitation de l’anneau d’huile est assurée par le biais de quatre centres de traitements : CTH1, 2, 3, et 4. L’exploitation du champ, par déplétion naturelle, a fait chuter sa pression de gisement d’une façon considérable. La faible épaisseur du réservoir, et la proximité des interfaces G/H et W/H par rapport à l’emplacement des perforations, favorisent le phénomène de coning (water coning et gas coning) qui diminue considérablement la récupération d’huile et tue le puits. Donc il est devenu impératif de prévoir un soutirage artificiel pour augmenter la récupération du champ. Vu la disponibilité du gaz en quantité suffisantes dans la région, le gas-lift est le moyen d’activation préféré. Cette méthode est basée sur l’injection du gaz en bas de la colonne du fluide produit. Ce gaz réduit la densité du mélange et la pression de fond ; ce qui rend le puits apte à produire, comme s’il était éruptif.

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III.

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GEOLOGIE DE HASSI R’MEL

La structure de Hassi R’Mel a été reconnue par la sismique de 1951. HR-1 est le premier puits implanté en 1956 sur le sommet d’un anticlinal et il a mis en évidence une importante accumulation du gaz à condensât dans le Trias Argilo - gréseux qui regroupe trois niveaux producteurs et s’étend du mur du niveau C au toit du niveau A. L’exploitation du gisement a été commencée en 1961, après avoir placé le gazoduc reliant Hassi R’Mel et Arzew. Les travaux de développement du champ, ont fini par découvrir en 1979 un anneau d’huile sur le flanc Est du gisement. Il s’étend du Nord Nord-est jusqu'à Sud Sud-ouest sur une distance d’environ 60 Km avec une largeur moyenne de 4 km, renfermant une colonne d’huile de 11 m. Le géant champ de Hassi R’Mel comporte un Anneau d’huile et deux champs secondaires : · Champ de Djebel Bissa ; · Champ de Hassi R’Mel Sud.

1. Aspect structural de la région Cette structure est située sur la Voûte de Tilghemt se trouvant sur le prolongement Nord du trend positif régional de la dorsale IdjeraneM’Zab et consiste en un anticlinal de forme elliptique couvrant une superficie d’environ 3500 Km2. L’axe principal de la structure est orienté NE-SW. La structure est limitée par des grands accidents profonds de même orientation et d’extension et de rejet variable. Le soubassement du champ de Hassi R’Mel, pendant la mise en place du Trias en général et la sédimentation des grès du réservoir A, confirme cette orientation NESW. Cette géomorphologie est formée de zones hautes et de dépressions orientées Nord-Sud et Nord-est Sud-ouest. Ces dépressions constituent

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les principales paléovallées ou s’est mise en place la sédimentation fluviatile du Trias. La nouvelle sismique 1998 a détecté de nouvelles failles majeures de direction Est-Ouest.

2. Aspect stratigraphique (voir la colonne la figure dans la page 09) A travers la distribution actuelle des formations en subsurface, nous constatons que la séquence sédimentaire est représentée par deux grands ensembles, entrecoupés par une érosion hercynienne qui a affecté la région. Les dépôts paléozoïques cambro-ordoviciens sont surmontés par des sédiments continentaux du Trias, entrecoupés parfois par des coulées volcaniques. Les étages rencontrés sont les suivants : a) LE PALEOZOIQUE Cambrien : Les dépôts cambriens reposent sur le socle cristallin et sont discordants sous le Trias. Ils sont représentés par des grès quartzitiques à quartzites compacts, avec présence de Tigillites, caractéristiques de cet étage ; Ordovicien : développé surtout à l'Ouest, il est entièrement détritique et puissant d'environ 500 m d'épaisseur. Il est subdivisé en plusieurs formatons qui sont du bas en haut : Argiles d'El Gassi (environ 40 m), Grès d'Elatchane (environ 50 m), quartzite d'El Hamra (environ 50 m) et les grès de Ouargla (environ 50 m). Le cambro-ordovicien n’a pas été atteint par la totalité des puits de Hassi R’Mel ; Dévonien : il est essentiellement argileux ; Silurien : il n'est pas recoupé par les forages de Hassi R'mel, par contre on le trouve plus à l'Ouest du champ où il est recoupé par les forages DAO1, MSK1. Il est constitué de grès et d'argiles à graphites, il est caractérisé par son épaisseur constante et sa richesse en matière organique ; Carbonifère : alternance de grès et de calcaire.

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b) LE MESOZOIQUE Trias : D’une épaisseur moyenne de 200 m au Nord et 75 m au Sud, le Trias de Hassi R’mel comprend les ensembles lithologiques suivants : Trias Argilo - Gréseux Inférieur (TAGI) : appelé aussi série inférieure (SI). Cet ensemble n'est pas partout présent sur-le-champ, mais peut-être réservoir dans la partie Sud où certains puits ont rencontré une accumulation d’huile. Cette série est représentée par une alternance d'argiles indurées et de grès fins bien classé. Elle est caractérisée par la présence des coulées volcaniques, il s'agit des andésites ; Trias Argilo- Gréseux Supérieur (TAGS) : Il regroupe les 3 niveaux producteurs et s'étend du mur du niveau C au toit du niveau A ; Trias argileux : Il est formé d'argiles indurées parcourues par des filonnets d'anhydrites et de sel. Celles-ci surmontent généralement une passé de siltstone. Un repère isochrone dolomie (D2) partage le Trias argileux en deux : supérieur et inférieur ; Jurassique : d’épaisseur moyenne de 1100 m, il est subdivisé en trois unités : Lias : constitué de trois ensembles lithologiques : Lias salifère, lias anhydritique et le lias carbonaté ; Dogger : une série de calcaires et d’anhydrites ; Malm : des argiles plastiques et de calcaires de 450 m ;

Crétacé : son épaisseur moyenne est d’environ 640 m, de bas en haut on distingue : Neocommien : 300 m, argile gréseuse ; Baremien : 35 m, grès fins à grossiers à ciment argilo-gréseux ; Aptien : 25m, grès fins friable et calcaires à passées d’argiles plastiques versicolores ;

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Albien : d’épaisseur 200 m, essentiellement gréseux. L’Albien est un réservoir aquifère ; Cenomanien : 120 m, comporte de dolomie cristalline, à intercalations d’argile versicolore et de calcaire dolomitique ; Turonien : 40m, composé de dolomie et calcaire dolomitique. Il constitue un réservoir aquifère ; Senonien : 30 à 40 m, représenté essentiellement par des calcaires dolomitiques. c) LE CENOZOÏQUE Les terrains cénozoïques ont été affectés par une érosion intense épargnée que l’éocène et le mio- pliocène. Eocène : d’une épaisseur moyenne de 50m, constitué de marnes et de calcaires ; Mio- pliocène : représenté par des grès argileux.

IV.

SUBDIVISION DES RESERVOIRS ET LEURS LIMITES D’EXTENSION

Le champ de Hassi R’mel comporte traditionnellement quatre principaux réservoirs gréseux d’âge triasique dénommés A, B, C et la série inférieure séparés entre eux par des argiles, la couverture est formée par le Trias argileux et le Lias anhydritique. Ces réservoirs peuvent être en communication latérale et verticale par suite : · D’accidents tectoniques de faible rejet (25-30 m) ; · D’une fracturation plus ou moins développée ; · D’une réduction locale des épaisseurs des niveaux argileux.

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LA COLONNE STRATIGRAPHIQUE DE HRM

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1. Réservoir « A » a) Limites d’extension : il possède la plus grande extension avec une superficie qui dépasse 2600 Km2 et recouvre pratiquement la totalité du champ à l’exception de la zone sud-ouest. Les épaisseurs utiles sont relativement constantes sur toute son étendue avec une moyenne de 15 m, il en est de même pour les perméabilités et porosités avec des moyennes de 270 md et 15%, la saturation en eau est de l’ordre de 24%. Cette couche représente 54% des réserves en places. b) Lithologie : Localement argileux, les grès de ce réservoir sont fins à très fins, de nombreux conglomérats argileux apparaissent par ailleurs, les grès de ce niveau se distinguent par une cimentation anhydritique.

2. Réservoir « B » a) Limites d’extension : il possède une extension plus réduite, avec une superficie de 1200 Km2 environ. C’est le niveau le plus mince et le plus variable en épaisseur principalement dans la zone centrale où il passe de 30 m à quelques mètres seulement. La porosité peut atteindre 15% et la perméabilité 250 md. La saturation en eau atteint les 28% et ses réserves représentent 13%. b) La lithologie : Les grès qui le composent sont moyens et plus ou moins argileux, ils sont intercalés dans une zone argileuse, leur mode de réparation dans la zone centrale est celui de chenaux ou barres orientés Nord-Sud.

3. Réservoir « C » a) Limites d’extension : Il s’étend sur la majeure partie du champ à l’exception de la zone sud ou il se biseaute. Il couvre une superficie de 1800 Km2 environ et peut atteindre jusqu’à 60 m d’épaisseur dans la partie Nord.

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La porosité dépasse 18 % et la perméabilité équivalente à 800 md. La saturation en eau est d’environ 13 % et ses réserves en place représentent 33 %. b) La lithologie : Il est composé de grès fins à moyens, très peu cimentés, à nombreux conglomérats et grains de quartz blanc-laiteux de taille variable, allant de quelques millimètres à quelques centimètres, très caractéristiques de ce réservoir. Le réservoir C repose soit directement sur la série inférieure, soit discordant sur le cambro-ordovicien par la discordance hercynienne.

4. La série inférieure Elle est composée, dans la partie méridionale ainsi que dans la partie occidentale de la zone centrale, par une série d’andésites plus ou moins altérées. Dans la zone Nord ainsi que dans la zone Sud elle présente une série argilo- gréseuse où certains puits (HRS4 et HRS7) ont rencontré une accumulation d’huile.

V. LES ZONES INDUSTRIELLES (voir la figure dans la page 15)

La forme géométrique, la nature de l’effluent et l’homogénéité du réservoir du champ HR ont conduit au choix d’un schéma d’exploitation alterné comportant trois zones de productions (Nord, Centre et Sud) intercalées par deux stations de compression. 1. La zone Nord C’est une Zone tectoniquement complexe, avec la présence de trois niveaux gréseux, nettement individualisés dont l’épaisseur diminue progressivement vers l’Est. Elle comporte le module de traitement de gaz N°3 (MPP3), une station de Boosting Nord (SBN), une Station de Compression et de réinjection Nord (SCN), deux centres de traitement d’huile (CTH 2 et

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CTH4), un Centre de stockage et de prélèvement butane (NAFTAL), une Centrale électrique (SONELGAZ) et une Station de déshuilage.

2. La zone Centre Au niveau de cette zone, les trois niveaux A, B, C, se présentent avec d’excellentes caractéristiques de réservoir. La couverture est assurée par les argiles. Elle comporte trois modules (0, 1 et 4), une phase B de MPP0 et MPP1 (Communs), un Centre de Stockage et de Transfert de Fluides (CSTF), deux Centres de Traitement d’Huile CTH1 et CTH3, une Station de Boosting gaz Centre (SBC), une Station de Compression des Gaz Associés (SRGA), un Centre National de Dispatching de Gaz (CNDG), trois Stations de Compression de Gaz (GR1, GR2 et GR3), une Station de Pompage (SP4), un Centre de Stockage et de Prélèvement Butane et Propane (NAFTAL), une Centrale électrique (SONELGAZ), une Station d’épuration (STEP) et une Station de Déshuilage. 3. La zone Sud Elle est Caractérisée par une série d’ondulations de dimensions notables, avec une amplitude verticale égale à 50 m et des failles. Elle comporte trois Modules de traitement de gaz brut (MPP2, DJB et HR-Sud), une Station de Boosting Sud (SBS), une Station de Réinjection de Gaz HP (SC-Sud), une Unité de Traitement d’Huile (CTHSud) et une Station de déshuilage.

VI.

EXPLOITATION DES RICHESSES

Plus de 500 puits (tous types confondus) sont implantés sur ce champ : des puits de gaz, qui sont majoritaires, des puits d’huile qui occupent l’Est (anneau d’huile) et une partie du sud (HRS), Des puis injecteurs de gaz qui constituent deux lignes séparant le champ en trois secteurs comme mentionné ci-dessus (Nord, Centre et Sud), ainsi que des puits d’eau utilisés pour

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l’irrigation et la consommation domestique. D’autres puits fermés et abandonnés figurent aussi sur ce champ. La production journalière de gaz à HR peut atteindre 270 million m3/j. Ces richesses énergétique de HR sont mises en valeur par plusieurs installations et unités de production, parmi eux 5 modules de traitement de gaz dont les modules 0, 1 et 4 qui traitent le gaz venu des puits de la zones centre, le module 3 qui traite le gaz venu des puits de la zone Nord et le module 2 qui traite le gaz venu des puits de la zone Sud. Deux autres unités de traitement de gaz sont reliées à Djebel Bissa et à HRS. L’huile, quant à elle, est traitée par 5 centres de traitement se trouvant à l’Est (CTH 1, 2, 3 et 4) et au sud (CTHSud). L’exploitation de l’anneau d’huile depuis 1981 a conduit à la récupération de plus de 3.5 millions de m3 d’huile.

1. Procédés de traitement de gaz Les procédés de traitement du gaz sont multiples et le choix de l’un de ces procédés se base sur les critères suivant : · Quantité de l’effluent brut ; · Taux de récupération des hydrocarbures liquides ; · Le coût d’investissement. Ainsi donc pour le champ de HASSI R’MEL deux types de procédés de traitement de gaz sont utilisés : a) PROCEDE RICHARD Basé sur le refroidissement du gaz par échange thermique et par des détentes simple complétées par l’utilisation d’une boucle de propane comme système réfrigérant pour atteindre en fin le cycle de température voisine de 23°C. Ce procédé est utilisé aux modules « 0 », « 1 ». b) PROCEDE HUDSON Il est basé sur le refroidissement du gaz par échange thermique et par une série de détentes. D’abord une détente au niveau de la vanne JOULE THOMSON qui permet d’atteindre une température de 15 °C et

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puis une autre détente réalisée au niveau d’une machine dynamique appelée turbo-expander où on aura une température de 40 °C. Ce dernier et plus performant car il permet une meilleur récupération des hydrocarbures liquides il dispose d’un système de refroidissement autonome. Le gaz en provenance des puits producteurs est un mélange (gaz et hydrocarbures liquides) contenant une faible proportion d’eau de gisement. Il se présente à une pression de 84 bars et une température de 60 °C.

2. Les problèmes techniques d’exploitation au niveau de l’anneau d’huile Sont nombreux ces problèmes, mais on va citer les plus important : · Colmatage aux abords des puits par la boue de forage ; · Bouchage des perforations et de la colonne de production à cause des dépôts de sel ; · Déplétion du réservoir ; · Venu d’eau prématurée dans les puits producteurs (formation de coning d’eau) ; Les causes de ces problèmes sont les suivantes : · Le colmatage du essentiellement à l’importante pénétration de la boue de forage dans la formation à cause de la grande densité (une différence de pression importante appliquée sur la formation). Le remède consiste à nettoyer les abords des puits par une acidification, dans le cas d’une détérioration de caractéristiques petrophysiques de la couche, une fracturation est souhaitable. · Au cour de la production des puits et au fait du changement d’état des fluides (baissement de température) et lors de leur déplacement du gisement au fond et de fond à la surface, le sel se dépose. Il cause ainsi un rétrécissement du passage et souvent un bouchage de la colonne de production et des perforations, le remède consiste à : Ø Gratter le sel avec le WIRE-LINE ;

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Ø Injecter l’eau douce soit par bouchon, soit en continu en fonction de la vitesse de précipitation des sels, le volume de ces bouchons est calculé de telle façon que le puits ne soit pas noyé. L’injection se faite à l’aide d’une pompe connectée a la tête de puits. Le refoulement du volume d’eau injecté est assuré par la pression de gisement dans les puits éruptifs ou liftés, par le gaz dans les puits à gas-lift, si non on lifte par l’azote(N2).

Batterie de puits injecteurs Nord

Centre

Anneau d’huile

Batterie de puits injecteurs Sud

Zone Nord

Zone Sud Djebel Bissa HRS

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VII.

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DESCRIPTION DES DIFFERENTES UNITES A HASSI R’MEL Sur le champ de Hassi R’mel, on trouve 8 unités, à savoir : 1. Centre de traitement d’huile (CTH) C’est une usine constituée d’un ensemble d’équipements permettant de séparer tous les constituants indésirables du pétrole brut avant son expédition vers les réseaux de transport.

2. Centre de traitement de Gaz (CTG) Ce centre est constitué d’un ensemble d’équipements permettant la séparation et la production du gaz naturel déshydraté et d’un mélange d’hydrocarbures liquides constitué de condensât et de GPL. 3. Centrale de Stockage et de Transfert des fluides (CSTF) C’est un centre de stockage et de transfert des hydrocarbures liquides, il est constitué de bacs (réservoirs cylindriques) pour le stockage de condensât, de réservoirs sphériques pour le stockage de GPL, d’un système de jaugeage des bacs, d’un système de comptage des quantités de condensât et de GPL expédiés pour la commercialisation et d’un ensemble de pompes pour expédier les produits.

4. Station de Récupération des Gaz Associés (SRGA) Cette station a été conçue pour récupérer les gaz associés provenant des CTH suite au traitement et à la stabilisation du pétrole brut, elle est constituée essentiellement de turbocompresseurs permettant d’élever la pression des gaz associés et de les expédier vers le module 4 pour y être traités avec le gaz brut.

5. Module C’est le diminutif de « module processing plant » (MPP) qui désigne une unité de traitement constituée d’un ensemble d’équipements conçus et réalisés pour permettre un traitement spécifique du gaz brut, pour produire du gaz naturel, du condensât et du GPL, conformément à un procédé approprié et répondant aux spécifications commerciales.

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a) Le module 0 : il comporte deux trains identiques et indépendants d’une capacité de production globale de : 30 million m3/j de gaz sec ; 1300 tonnes/j de GPL ; 6100 tonnes/j de condensât. b) Le module 1 : il comporte trois trains identiques d’une capacité de production de : 60 million m3/j de gaz sec ; 2300 tonnes/j de GPL ; 6700 tonnes/j de condensât. c) Le module 4 : il a trois trains identiques et d’une capacité de production globale de : 60 million m3/j de gaz sec ; 2300 tonnes/j de GPL ; 6700 tonnes/j de condensât. d) Le module 3 : il est alimenté par les puits du nord, comporte 3 trains identiques et a une capacité de production de : 60 million m3/j de gaz sec ; 2700 tonnes/j de GPL ; 6100 tonnes/j de condensât. e) Le module 2 : identique aux modules 3 et 4, il est alimenté par les puits du sud.

6. Le Boosting La pression d’entrée du gaz brut aux modules décroît avec le temps, ce qui influe sur la quantité et la qualité des produits de chaque catégorie, et sur les unités de traitement de gaz car ils sont conçus pour fonctionner à une pression minimale de 100 Bars à l’entrée. Le rôle des stations Boosting est la compression de ces gaz brut issus des puits afin d’avoir une détente importante, donc une meilleure séparation. La station de compression et de réinjection du secteur nord a une capacité de 90 million m3/j de gaz sec. La station de compression et de réinjection du secteur sud est identique à celle du secteur Nord.

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Le centre de traitement de gaz (CTG/DJEBEL-BISSA) est d’une capacité de traitement de 4 million cm3/j.

LA DIRECTION REGIONALE DE HASSI R’MEL

VIII.

La direction régionale assiste et coordonne entre les différentes structures de Hassi R’mel afin d’assurer le bon fonctionnement des unités de production. Les différentes structures de la région : · · · · · · · · · ·

IX.

Direction exploitation ; Direction maintenance ; Direction engineering production ; Direction technique ; Direction logistique ; Division sécurité ; Division informatique ; Division ressources humaines ; Division finance ; Division intendance.

PRESENTATION DE LA DIRECTION ENGINEERING ET PRODUCTION

Nous avons eu l’honneur et le privilège de faire un stage pratique à la région de Hassi R’mel durant deux semaines où nous avons pu côtoyer des gens très expérimentés qui nous ont appris beaucoup de choses malgré la courte durée de notre stage. Nous avons passé notre stage au niveau de la direction Engineering et Production. Cette direction se compose des départements suivant :

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1. DEPARTEMENT ETUDES ET PROGRAMMES

a) Service de surveillance géologique Comme son nom l’indique, ce service surveille le forage et s’occupe de l’acquisition de données concernant le puits et les couches traversées au cour du forage et ceci par l’étude des cuttings et les diagraphies. b) Service de géologie études Ce service reçoit les données acquises par le service de surveillance géologique et sa tache consiste dans l’interprétation de ses données. Cette interprétation se fait au moyen de logiciels permettant d’obtenir comme résultats des cartes et des coupes stratigraphiques de la région concernée.

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c) Service engineering et développement Ce service fait tout l’engineering concernant l’exploitation de l’huile et du gaz. Sa tache consiste aussi à gérer toutes les données concernant l’exploitation des puits, à suivre la production et à la supervision des travaux sur champ. Comme exemple des travaux que supervise ce service on site : les opérations de stimulation, l’opération de dessalage des puits bouchés par le sel, la perforation et la perforation complémentaire ainsi que les opérations électriques comme le PLT (Production Loging Tool) définissant la contribution de chaque niveau dans la production (il détecte aussi le cross flow) et le RST (Reservoir Saturation Tool) permettant de suivre le plan d’eau dans le réservoir. d) Service techniques de production Il fait les jobs suivants : · Les tests de puits Ø Les tests de jaugeage ; Ø DST (drill steam test) ; Ø Les tests de potentialité. · Les opérations spéciales Ø Opération de perforation du tubing d’un puits (Tubing puncher) ; Ø Mesure d’épaisseur du tubing d’un puits (USIT ou METT) ; Ø Opération de coupe de tubing (Tubing cutter) ; Ø Mesure des PFS (pression de fond statique) des puits ; Ø Mesure des PFD (pression de fond dynamique) des puits ; Ø Pose Packer et bridge Plug.

2. DEPARTEMENT PRODUCTION GAZ

a) Service mesures et contrôles Ce service se compose de deux sections : · La section puits ; · La section pompes.

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La section puits : Sa tache est : · L’entretient des installations de sécurité de surface ; · La dépressurisation et la pressurisation des installations de surface ; · Le déséquipement et le rééquipement des installations de surface avant et après Work-over ; · Le dégorgement des puits.

La section pompe : Sa tache est : · L’intervention sur pompe d’injection de l’inhibiteur de corrosion ; · Réglage de débit d’injection de l’inhibiteur de corrosion selon le pourcentage de fer et le pourcentage de sel dans le gaz ; · échantillonnage : prise d’échantillons de gaz pour mesurer la quantité de fer et de sel et le PH. b) Service exploitation gisement Ce service s’occupe de la gestion des puits de gaz de toutes les zones du champ de HR. Ces puits sont partagés entre les équipes de permanence (30 puits par équipe). Le contrôle des différents paramètres se fait au moyen d’un logiciel qui est le SCADA. Ceci permet de recevoir les différents paramètres concernant la production, par exemple les différentes pressions (pression de tête, pression de ligne) sont transmises par des transmetteurs de pression après leur transformation en signale électrique. Ainsi l’état des puits (fermés, ouverts ou intermédiaires) est indiqué à l’aide d’un positionneur se trouvant au niveau de la vanne automatique. Ce qui est plus important est de savoir le débit instantané de chaque puits. Ce débit est indiqué par le SCADA qui le calcule à partir de la formule suivante : =

∗

∗

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· k : constante de calcul ; § 6’’ : k = 159,96 § 8’’ : k = 276,42 · FTF : facteur de température de fond, FTF = 0,93 ; · DP : la différence de pression entre l’amont et l’aval de l’orifice ; · PL : pression de ligne ; · d : densité du gaz du champ de HR. Les autres taches remplies par se service sont : · l’exploitation des puits pour assurer une production journalière moyenne de 240 millions de m3 par jour ; · le suivi des paramètres de production et d’injection ; · l’inspection et le contrôle des installations de surface (puits, manifolds et jonctions) ; · la maintenance du système de transmission SCADA et BBC ; · les essais de télé fermeture ; · le relevé des cotes des inhibiteurs de corrosion ; · la coordination des travaux avec les différents services.

3. DEPARTEMENT PRODUCTION HUILE

a) Service mesures Ce service fait des sorties quotidiennes pour vérifier le bon état des puits producteur d’huile. S’il trouvera des anomalies il essayera de résoudre le problème, Sinon il fait appel à d’autres services pouvant le résoudre. Sa tache regroupe les points suivants : · · · ·

Exploitation rationnelle des puits d’huile ; Entretien de toutes les installations de surface ; Suivi des paramètres des puits et prise d’échantillons ; Veiller à ce que les puits ne se bouchent pas par le sel, et ceci en utilisant l’injection d’eau douce.

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b) Service exploitation Son activité principale est le traitement de l’huile brute. Il est doté de 05 CTH (centre de traitement d’huile), et chacun d’eux est alimenté par un nombre défini de puits. Le traitement de l’huile consiste dans la séparation des différentes phases venant avec elle. Un schéma simplifié d’un centre de traitement d’huile (CTH) est présenté ci-dessous : Eau salée expédiée vers la station de déshuilag e

FWKO

Ligne de production Ligne de test Vers bourbier Manifold

Séparateur HP

Gaz expédié vers la SRGA

Séparateur MP

Gaz torchés

Dessalage de l’huile

Bac de stockage de l’huile

Arrivant au CTH par des pipes, l’huile entre dans un manifold. Ce dernier est un composant permettant de dirigé l’huile vers la direction souhaitée. Il comporte trois lignes essentielles : · Une ligne de production qui dirige l’huile vers le réseau de séparation ; · Une ligne de test, permettant de tester chaque puits à part pour savoir la production correspondante d’eau, l’huile et de gaz ; · Une ligne dirigeant l’huile vers le bourbier pour des raisons multiples.

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La ligne de production est connectée à un FWKO (Free water know out) qui est un grand séparateur horizontale permettant seulement de récupérer l’eau salée (libre). Il permet de récupérer jusqu’à 80% d’eau libre. Cette eau est, par la suite, dirigée vers la station de déshuilage. Puis l’effluent restant dans le FWKO (l’huile, le gaz et le reste d’eau) est dirigé vers le séparateur HP (Haute Pression) où se sépare le gaz de l’huile, ce gaz est envoyé vers le SRGA. L’huile est expédie vers le séparateur MP (Moyenne Pression) pour séparer le reste de gaz et d’eau. Le gaz sortant du MP est torché (actuellement un projet en étude vise à récupérer ce gaz). L’huile ne passe pas directement vers les bacs. Elle passe par un système de dessalage et de là vers les bacs. L’huile sera par la suite expédie vers le module0. c) Service déshuilage Ce service n’existait pas à l’époque. C’est un service créé par SONATRACH pour traiter l’eau extraite de l’huile et du gaz dans le but de protéger l’environnement. Les stations de déshuilage assurent la tache de traitement des eaux de rejets industriels des usines et des centres de traitement pour récupérer : · L’huile associée qui sera transférée au CTH ; · La boue déshydratée et stockée dans des tranchés imperméables. Cette eau est toxique, elle contient encore de l’huile, des métaux lourds (plomb, mercure,…) des sels, … et donc elle va nuire à la santé des êtres vivants et à l’environnement si elle serait jetée dans des bourbiers. Le déshuilage se fait en deux méthodes successives : · Méthode purement physique telles que : Ø La séparation (par différence de densité) ; Ø La décantation ; Ø La filtration. · Méthode chimique (par ajout de produits chimiques).

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Le déroulement est comme suit : · Méthode physique : L’eau extraite de l’huile et du gaz est menée vers un bac cylindrique, elle sera par la suite surmontée par un film d’huile se formant de la coalescence des gouttes d’huile restant dans cette eau. Le racleur est le dispositif permettant de récupérer cette huile et de l’envoyer dans un bassin pour qu’elle sera par la suite évacuée vers le CTH. On récupère par fois une quantité d’huile équivalente à la production d’un puits. Ainsi, par phénomène de décantation, les particules solides (la boue) se trouvant dans l’eau se déposent au fond du bac d’où elle sort par une vanne vers des bassins de stockage. Après séchage et traitement (enlèvement de traces de gaz et d’huile) cette boue sera vendue par tonne. · Méthode chimique : L’eau restante dans le bac n’a pas encore atteint la fin de son traitement. Elle subit cette fois-ci un traitement chimique. On ajoute à l’eau des produits chimiques qui sont la silicate et l’acide (ils donnent la silice activée) qui aident à fusionner les particules entre elles. Celles-ci vont par la suite monter vers la surface et ramassées par le racleur. L’eau obtenue n’est ni potable ni utilisable dans la vie quotidienne ; elle sera réinjectée dans le gisement ou jetée dans un bourbier plastifié ne permettant pas sa filtration, et donc elle s’évapore en laissant derrière elle des quantités de sel.

4. DEPARTEMENT OPERATIONS

a) Service Work-Over (WO) Le Work-over veut dire reprise de puits. Cette reprise est nécessaire si un problème majeur arriverait au niveau d’un puits, problème dont les autres services (mesure huile, wire-line,

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intervention,…) ne peuvent y remédier. De multiples causes peuvent faire appel à une opération de Work-Over, on site à titre d’exemple : changement d’équipement de surface (tête de puits par exemple) ou d’équipement de fond (tubing,…), isolement d’un niveau productif suite aux venues d’eau et abandon d’un puits. b) Service Wire-Line (WL) Le Wire-Line signifie travail au câble. C’est une technique qui permet d’intervenir dans les puits en exploitation en utilisant une ligne en fil d’acier pour introduire, descendre, placer et repêcher dans le tubing les outils et les instruments de mesure nécessaires à une exploitation rationnelle . Les opérations de WL peuvent être classées en Trois types : · Contrôle et nettoyage du tubing (corrosion, sédiments et encrassement) ; · Opérations de mesures (enregistrements de pression et de températures de fond, diagraphies,…) comme ce que l’on a vu au cours des opérations de pose de gauge Amerada. · Mise en place ou repêchage d’outils comme par exemples la pose et la remontée de la vanne de sécurité de subsurface, pose de vannes gaz lift, repêchage, perforation…

Le matériel de surface · Le treuil : Le treuil est le cœur de ce matériel. Son élément de base est le tambour sur lequel est enroulé un câble qui est entrainé par un moteur. Un indicateur de profondeur permet de suivre la descente et la remonté du fil.

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· Le sas : Le sas est un tube de longueur variable muni à une extrémité d’un presseétoupe à étanchéité sur le câble et, à l’autre, d’un raccord rapide, ce qui permet de faire rentrer ou sortir les outils en pression. Le sas est monté verticalement au-dessus du BOP. · Le presse-étoupe (stuffing box) : Cet appareil, placé à l’extrémité supérieur du sas, permet l’entrée du câble tout en assurant l’étanchéité. · Un obturateur de sécurité type « BOP » à fermeture sur câble.

Le presse-étoupe

BOP

· Une trappe basculante ou « tool trap » : servant à retenir les outils dans le cas d’une rupture accidentelle du fil de remontée dans le sas. · Le tensiomètre : ou indicateur de poids, qui permet de connaitre en permanence les efforts de traction supportés par le câble au niveau du treuil. · Matériaux complémentaires : ces équipements sont ceux de surface tels que : la poulie de renvoi, moufle, grenouille (clamp), flexibles de purge.

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· Le train de travail au câble : Le train de travail au câble est l’ensemble des outils placés au-dessus des drifts, amerada et autres outils spéciaux que le wire-line sert à les faire descendre au fond du puits. L’outil descendu est relié à l’extrémité du câble par un raccord spécial. Bien que la composition d’un tel train dépend du travail à effectuer et des conditions du puits, le train comporte en général : Ø Un raccord d’accrochage (rope socket) ; Ø Des barres de charge (stem) ; Ø Une coulisse mécanique (spang jar) ; Ø Une rotule (knuckle joint). · Les outils de travail au câble : Ils sont très nombreux mais peuvent être regroupés en quatre familles : Ø Ø Ø Ø

Les outils de contrôle et d’entretien ; Les outils de pose et de repêchage ; Les porte- outils, les outils de fond et autres outils particuliers ; Les outils d’instrumentation.

c) Service intervention C’est l’un des services essentiels dans le département des opérations. Il a comme fonction d’entretenir les éléments de l’installation de surface et de la tête de puits (de la vanne maitresse 1 jusqu’à la vanne de départ). Ce service se compose de 3 sections : · La section d’intervention : Cette section assure quotidiennement des interventions sur les puits et les installations de surface pour le bon fonctionnement des dispositifs soit par la réparation sur place des problèmes ou bien par le remplacement des équipements mal fonctionnant.

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· La section d’entretien : C’est un groupe d’opérateurs et de techniciens qualifiés pour la réparation de tous types de matériels de surface et de la tête de puits (vannes, porte duse, vannes automatiques,…). · La section de pompage et de graissage : Composée de 2 unités Unité de pompage : sa fonction est le pompage de l’eau à travers le tubing pour lutter contre les dépôts de sel ; Unité de graissage : pour le graissage des vannes, des portes duse,… à fin de faciliter l’ouverture et la fermeture de ces derniers. d) Service méthodes et plannings Il se charge de : · Suivre les commandes de matériels ; · Faire des bons de mouvement matériel (BMM) pour sortir du matériel du magasin ; · Faire des bons de réintégration du matériel consommable ; · Suivre l’inventaire du matériel de la direction.

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