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EQUIPEMENTS

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SUPPORT DE FORMATIONCours EXP-PR-EQ010

Révision 0.1

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Exploration & ProductionÉquipements

Le Puits

Support de Formation: EXP-PR-EQ010-FRDernière Révision: 25/05/2007 Page 2 de 111

EQUIPEMENTS

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SOMMAIRE

1. OBJECTIFS.....................................................................................................................5 2. LES FONCTIONS DES PUITS........................................................................................6

2.1. INTRODUCTION.......................................................................................................6 2.2. L’EFFLUENT.............................................................................................................9

2.2.1. Description compositionnelle ..............................................................................9 2.2.2. Enveloppe de phase.........................................................................................10

2.2.3. Éléments indésirables.......................................................................................11 2.3. EXERCICES ...........................................................................................................11

3. FONCTIONNEMENT DES PUITS.................................................................................12 3.1. FONCTIONNEMENT PUITS PRODUCTEUR.........................................................12 3.2. FONCTIONNEMENT PUITS INJECTEUR..............................................................15

4. LES EQUIPEMENTS DES DIFFERENTS TYPES DE PUITS .......................................16 4.1. LES DIFFERENTS TYPES DE PUITS....................................................................16 4.2. LES NORMES TOTAL ............................................................................................18

4.2.1. Puits éruptif.......................................................................................................18 4.2.2. Puits activé par Gas Lift ; ..................................................................................18 4.2.3. Puits activé par pompage centrifuge avec dégazage annulaire........................19

4.3. LES ÉQUIPEMENTS DE FOND .............................................................................19

4.3.1. Casings (cuvelages) et colonnes de casing......................................................19 4.3.2. Autres équipements du trou de forage..............................................................20 4.3.3. Consolidation de la liaison couche trou (LCT) ..................................................22 4.3.4. Complétions......................................................................................................23

4.3.4.1. La complétion simple .................................................................................23 4.3.4.2. La complétion sélective..............................................................................24 4.3.4.3. La complétion double .................................................................................24 4.3.4.4. Exemples de différentes complétions.........................................................25

4.3.5. SCSSV (Surface Controlled Subsurface Safety Valve) ....................................29 4.3.6. Les bouchons annulaires (packers) ..................................................................31

4.4. LES EQUIPEMENTS DE SURFACE ......................................................................32

4.4.1. La tête de puits (Wellhead)...............................................................................33 4.4.1.1. Tête de casing (Casing Head)....................................................................33 4.4.1.2. Tête de tubing ............................................................................................34 4.4.1.3. Espaces annulaires....................................................................................34 4.4.1.4. Capteur de pression du casing...................................................................35

4.4.2. L’arbre de Noël (Christmas Tree – Xmas Tree) ................................................35 4.4.2.1. Vanne maîtresse inférieure (Lower Master Valve) .....................................36 4.4.2.2. Vanne maîtresse supérieure (Upper Master Valve - Surface Safety Valve –SSV)........................................................................................................................36

4.4.2.3. Vanne de curage (Swab Valve – Crown Valve) .........................................36 4.4.2.4. Vanne latérale (Wing Valve).......................................................................36

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4.4.2.5. Duse (Choke Valve) ...................................................................................37 4.4.3. Têtes de puits sous-marines.............................................................................37

4.5. LES DIFFERENTS TYPES D’ACTIVATION ...........................................................38

4.5.1. Le pompage aux tiges ......................................................................................39 4.5.2. Le pompage centrifuge immergé (PCI).............................................................40

4.5.2.1. Description du matériel ..............................................................................40 4.5.2.2. La pompe ...................................................................................................40

4.5.3. Le pompage à cavité progressive (type Moineau) ............................................42 4.5.4. Le Gas-Lift ........................................................................................................44

4.5.4.1. Le gas lift en circuit fermé ..........................................................................44 4.5.4.2. L’équipement gas lift de surface.................................................................45 4.5.4.3. L’équipement gas lift de fond .....................................................................46 4.5.4.4. Principe de fonctionnement :......................................................................46

4.6. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES ..........................48

4.6.1. Choix d’une méthode d’activation .....................................................................48 4.6.2. Le gas-lift ..........................................................................................................51

4.6.3. Le pompage centrifuge immergé ......................................................................52 4.6.4. Le pompage à cavité progressive .....................................................................53 4.6.5. Le pompage aux tiges ......................................................................................54

4.7. EXERCICES ...........................................................................................................55 5. REPRESENTATION ET DONNEES DES PUITS..........................................................59

5.1. FICHE DE RECEPTION PUITS ..............................................................................60 5.2. REPRESENTATION SUR PFD (PROCESS FLOW DIAGRAM).............................63 5.3. EXERCICES ...........................................................................................................68

6. LE PUITS ET LE PROCESS .........................................................................................69

6.1. LOCALISATION ET CRITICITE..............................................................................69

7. LES AUXILIAIRES.........................................................................................................70 7.1. WELLHEAD CONTROL PANEL (WHCP) ...............................................................70 7.2. SPECIFICATION GENERALE GROUPE................................................................71 7.3. EXERCICES ...........................................................................................................72

8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT .....................................................................73 8.1. NORMAL OPERATING...........................................................................................73

8.1.1. Mesures et enregistrements .............................................................................73 8.1.1.1. Définitions ..................................................................................................73 8.1.1.2. Localisation ................................................................................................74 8.1.1.3. La tête de puits...........................................................................................74 8.1.1.4. Le séparateur de test .................................................................................75

8.1.1.5. Évacuation .................................................................................................75 8.1.2. Procédures .......................................................................................................76 8.1.3. Quelles utilisations?..........................................................................................76 8.1.4. Quels types d’enregistrement ? ........................................................................76

8.2. SECU OPERATING ................................................................................................79 8.2.1. Introduction.......................................................................................................79 8.2.2. Rappel sur les barrières actives de sécurité d’un puits.....................................79 8.2.3. Systèmes de contrôle .......................................................................................80 8.2.4. Pilotes...............................................................................................................81

8.2.5. Emergency Shutdown (ESD) Systems .............................................................82 8.3. CAPACITES MAXI / MINI........................................................................................88

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8.4. EXERCICES ...........................................................................................................94 9. CONDUITE DES PUITS ................................................................................................95

9.1. OUVRIR UN PUITS.................................................................................................95

9.1.1. Première mise en service .................................................................................96 9.1.2. Mise en service suite à ESD0 / ESD1...............................................................97

9.1.3. Mise en service suite à SD2 / SD3 ...................................................................98 9.1.4. Manipulations des vannes ................................................................................99

9.1.4.1. Upper Master Valve ...................................................................................99 9.1.4.2. Choke valves..............................................................................................99

9.2. FERMER UN PUITS .............................................................................................100 9.3. MISE À DISPOSITION D’UN PUITS.....................................................................101 9.4. MAINTENANCE 1er DEGRE .................................................................................102 9.5. EXERCICES .........................................................................................................103

10. TROUBLESHOOTING...............................................................................................105

10.1. SI, POURQUOI ? ALORS ! .................................................................................105 10.2. RETOUR D’EXPERIENCE..................................................................................107

11. GLOSSAIRE..............................................................................................................108 12. SOMMAIRE DES FIGURES......................................................................................109 13. SOMMAIRE DES TABLES ........................................................................................111

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1. OBJECTIFS

Le but de ce cours est de permettre une meilleure compréhension du puits, élémentprimordial du système de production, et principalement de son équipement, afin derépondre mieux aux contraintes imposées par la production et ce dans des conditionsoptimales.

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2. LES FONCTIONS DES PUITS

2.1. INTRODUCTION

Un puits sert à mettre en liaison le fond à la surface. Il permet, principalement, de ramenerl’effluent (mélange d’hydrocarbures et d’eau) du gisement aux installations de surfacedans lesquelles il sera traité ultérieurement pour répondre aux spécificationscommerciales.

Cependant, le puits peut avoir d’autres fonctions tel que l’injection.

En effet, lors de l’extraction des hydrocarbures, le gisement va se dépléter (chuter enpression) ; il faudra alors réinjecter un autre effluent (eau, gaz) pour pouvoir conserver lapression de gisement (Pgis) ou, du moins, ralentir sa chute, afin de pouvoir récupérer unmaximum d’hydrocarbures. Pour ce faire nous utiliserons des puits injecteurs.

Il existe aussi les puits « témoins ».

Ces puits sont implantés en périphérie de certains réservoirs (ex : stockage de gazsouterrain) et servent à contrôler le niveau de pression du réservoir ainsi que son niveauaquifère. Leur technologie est sensiblement la même qu’un puits producteur ou injecteur.

Un puits se décompose en deux sous-ensemblesélémentaires qui sont :

les équipements FOND (cuvelages(casings), complétion)

les équipements SURFACE (wellhead,christmas tree)

Nous les décrirons ultérieurement.

Figure 1: Composition d'un puits

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Toutefois, un puits est un ensembleplus conséquent comprenant de

nombreux autres domaines. Il s’étenddepuis le gisement jusqu’au manifoldde production en passant par desdomaines tels que la liaison couchetrou ( L.C.T. ), la duse de production.

Figure 2: Les différentes domainesd'un puits

On rencontre du brut piégé dans des

formations souterraines, le gisement.

Un gisement peut aussi contenir de l’eau salée et / ou du gaz.

La pression des fluides dans le gisement vadépendre de plusieurs facteurs, entre autres :

La profondeur du gisement

La manière dont le gisement a été formée

Le type de formations en dessus et autourdu gisement

Figure 3: Exemple type d'une coupe gisement

Cette pression et température du gisement ainsi que lanature du fluide va conditionner le type de puits (activéou non) et son dimensionnement.

Un puits foré va créer une ouverture du réservoir versla surface de la terre. Dans beaucoup de cas, lesfluides montent vers la surface à l’ouverture du puits.

Un puits éruptif est un puits ou les fluides montentuniquement avec la pression existante dans legisement.

Figure 4: Mise en production d'un gisement

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Dans le cas où on doit utiliser des pompes ou

d’autres moyens d’activation pour amener lefluide vers la surface, on parle d’un puitsactivé.

Nous développerons aussi ces différentsmoyens d’activations (gaz lift, pompage auxtiges, pompage centrifuge, pompage à cavitéprogressive) et plus particulièrement leséquipements dédiés à ces procédés dans leschapitres suivants.

Figure 5: Schéma d'une installation de gas-liftcontinu

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2.2. L’EFFLUENT

Que ce soit de l’huile, du gaz, de l’eau ou un mélange des trois, l’effluent se décomposeen éléments carbonés simples (éthane, méthane, etc..) ainsi qu’en éléments spécifiques(N2, CO2, H2O, etc..).

Chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, températurecritique, masse molaire etc..). Il est défini dans la composition globale par le pourcentagede sa quantité présente dans l’effluent

Toutes ces variables sont déterminées en laboratoire et servent de base dans tous lescalculs effectués par la suite (process, pertes de charges, etc ...). Notamment pour ledimensionnement des équipements du puits

Cette composition est inexploitable si on ne donne pas les conditions P et T nécessairespour définir l’enveloppe de phase. Cependant, l’effluent, composé d'un mélanged’hydrocarbures, est souvent accompagné d'eau et d’autres éléments indésirables quiseront aussi acteurs dans le dimensionnement.

2.2.1. Description compositionnelle

L’hydrocarbure est décrit par des propriétés caractéristiques (masse volumique huile/gaz,viscosité) de même que par une enveloppe de phase résultant d'une analyse de sesconstituants (C1, C2, etc., jusqu'à un mélange lourd décrit par ses propriétés et nomméC11+).

Figure 6: Exemple d'une composition d'effluent

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Cette description complète est utilisée surtout pour les gaz et les fluides légers. On noteraque chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, températurecritique, masse molaire, etc.)

2.2.2. Enveloppe de phase

Cette enveloppe de phase spécifie l’état (liquide/gaz) dans lequel est l’hydrocarbure enfonction de la pression et de la température du milieu où il se trouve (réservoir, fond dupuits, surface).

Figure 7: Enveloppe de phase

Au-dessus et à gauche du point critique, l'effluent est monophasique liquide, à droite il n’ya que du gaz.

Dans la surface sous la courbe, il y a un mélange di-phasique de liquide et de gaz.

Le cricondentherme est le point de température maximum de l'enveloppediphasique.

Le cricondenbar est le point de pression maximum de l'enveloppe diphasique.

Courbe de bulle : c’est la partie de la courbe enveloppe de phase pour laquelle

T

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Courbe de rosée : c’est la partie de la courbe enveloppe de phase pour laquelle T> TC. Elle représente les conditions dans lesquelles la première goutte d’huileapparaît dans la phase gaz.

L'origine de la description précise du fluide effluent est l'analyse PVT (Pression VolumeTempérature) fournie par le laboratoire d'après un échantillon pris au fond du puits.

2.2.3. Éléments indésirables

Les éléments indésirables liés à l’effluent proprement dit tel que l’eau, l’H2S, leCO2, le sable, le mercure dans le gaz doivent être pris en compte dans ledimensionnement des puits et des installations de surface

La combinaison de certains d’entres eux sous certaines conditions de pression etde température ont des effets indésirables et dommageables pour les installationspétrolières, notamment pour le puits (formation de dépôts, d’hydrates). Nousdévelopperons ce sujet ultérieurement dans le cours.

2.3. EXERCICES

1. Citer les 2 sous ensembles élémentaires qui composent un puits.

2. Qu’est-ce qu’une enveloppe de phase ?

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3. FONCTIONNEMENT DES PUITS

Le fonctionnement d’un puits diffère selon son type (producteur ou injecteur) et selon sonmode d’activation s’il est non éruptif.

Le fonctionnement de chaque puits sera détaillé dans les cours « process » puits en gas-lift et puits pompés.

3.1. FONCTIONNEMENT PUITSPRODUCTEUR

Un gisement est un volume de roche, dont les porescontiennent des fluides. Généralement, dans ungisement à huile, celle-ci se trouve entre une couched’eau et une couche de gaz.

La pression de l’eau et du gaz pousse l’huile dans lepuits.

Quand un trou de forage est complété, une zone avecune pression basse est crée, et le puits peut produire.

Pour un gisement à gaz, le principe est le même saufque l’on ne rencontre principalement que 2 phases (gazet eau).

Figure 8: L'écoulement du fluide d'un réservoir

Un puits n’est pas éruptif si :

La pression en surface est égale à la pressiondu réservoir

La pression du réservoir et la pression au fondde trou sont égales.

Un puits est éruptif s’il existe une différence depression entre le réservoir et le trou de forage.

Quand la différence de pression augmente, le débitaugmente.

Figure 9: Réservoir et trou de forage

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Quand le puits produit, les fluides quittent le réservoir et entrent dans le trou de forage.

La pression dans le réservoir autour du trou de

forage diminue graduellement et les fluides desendroits du réservoir où il y a une pression plusgrande s’écoulent vers le trou de forage ou lapression est plus basse.

Quand on ferme un puits, la pression vas’égaliser graduellement, jusqu’au moment ou iln’y a plus de différences de pression etl’écoulement vers le trou de forage s’arrête.

Figure 10: Pressions dans le réservoir

La pression du fluide dans le fond d’un puitsest une combinaison de trois paramètres :

La pression hydrostatique dans le puits

Les pertes de charges dans le puits

La pression en tête de puits

Avec les variations de pression, la composition du fluide change. Lapression hydrostatique en un point dépend de la hauteur de colonne defluide qui est au dessus du point de mesure. Quand le fluide monte dans letubing, la pression hydrostatique diminue.

Dans le réservoir, la proportion de gaz dépend de la pression du réservoir.Si la pression du réservoir est grande, une grande partie du gaz estdissous dans l’effluent.

Il existe deux types principaux de régimes d’écoulement :

Un écoulement monophasique (gaz ou liquide)

Un écoulement à bulles

Avec un écoulement monophasique, tous les gaz sont dissous dans lefluide. Ceci arrive quand la pression du fluide est plus élevée que le pointde bulle. Donc si la pression dans le tubing jusqu'à la surface est plusélevée que le point de bulle, le fluide aura un écoulement monophasiquedans le puits.

Figure 11: Changement d'un régime d'écoulement

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On aura un écoulement à bulles à partir du point où la pression descend en dessous dupoint de bulle. Quand le fluide monte dans le tubing, la pression hydrostatique diminue etle régime d’écoulement peut changer d’un écoulement monophasique vers un écoulement

à bulles.

En montant, la pression diminuera de plus en plus, donc de plus en plus de bulles de gazseront séparées du fluide.

Le débit des fluides dépendra de la différenceentre la pression du gisement et la contrepression en fond de puits. Pour qu’un puitssoit éruptif, la pression du réservoir doit êtreplus grande que la pression en tête et lapression hydrostatique.

A l’aide de la duse, on peut augmenter lapression en tête de puits et en conséquence

Diminuer le débit du fluide.

Éviter la séparation des fluides dans letrou de forage

Figure 12: Les différentes pression d'un puits

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3.2. FONCTIONNEMENT PUITS INJECTEUR

Un puits injecteur est un puits danslequel on injecte des fluides au lieud’en produire. L’objectif qui estd’injecter des fluides, est normalementle maintien de la pression sur leréservoir et/ou son balayage.

Deux types d’injection sont communs :gaz et eau.

Il est possible d’utiliser du gaz qui

provient de la séparation.

L’injection de gaz se fait généralementdans la section supérieure du réservoir.

L’injection d’eau se fait généralementdans la partie inférieure du réservoir.

Figure 13: Puits d'injection

Le principe de fonctionnement pour un puits injecteur gaz ou eau reste quasimentidentique dans sa philosophie et quasiment dans sa conception.

Schéma fonctionnement INJECTION Gaz / Eau

Réseau

Distribution

Puits Injecteur

GAZ / EAU

GAZ

EAU

Traitement

EAU d’injectionPompage HP

Compression HPTraitement

GAZ d’injection

Figure 14: Schéma typique de fonctionnement d'un puits injecteur

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4. LES EQUIPEMENTS DES DIFFERENTS TYPES DE PUITS

4.1. LES DIFFERENTS TYPES DE PUITS

Il existe différents types de puits :

Les puits producteurs : ils véhiculent l’effluent du fond à la surface

Les puits injecteurs : ils véhiculent l’effluent de la surface vers le fond

Les puits témoins : ils permettent le contrôle de certains paramètres du réservoirLes services Gisement/Forage, après s’être concertés sur la meilleure façon de produireun gisement, décident de la géométrie d’un puits.

Une grande majorité de puits sont forés verticalement, mais certaines contraintes(ex : réservoirs minces, fracturés, etc.. ) imposent des profils différents .

La majorité d’entre eux sont présentés ci-dessous.

Figure 15: Différents profils d'un puits

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Une fois la géométrie de profil du puits décidée, des études seront faites pour définir letype d’équipements que l’on implantera dans le puits.

Le puits est composé de l’équipement de subsurface et d’une tête de puits. Dans lespages suivantes, nous allons voir comment ces deux parties sont composées.

Figure 16: Équipement d'un puits

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4.2. LES NORMES TOTAL

Les normes TOTAL préconisent des équipements minimum à installer sur un puits selonqu’il soit éruptif ou pas, et selon son mode d’activation. Nous détaillerons ci-après lesdifférents cas de figure avant de décrire ce matériel plus tard.

4.2.1. Puits érupti f

Un cuvelage cimenté (casing)

Une tête de puits avec la colonne équipée de 2vannes, la seconde étant motorisée : SSV‘Surface Safety Valve’

2 sorties annulaires équipée de vanne

Un bouchon annulaire (‘Packer’)

Une vanne de sécurité de fond faisant fonctiond’ESDV (SCSSV ‘Surface Controlled SubsurfaceSafety Valve’)

Une colonne de production (tubing)Figure 17: Équipements puits éruptif

4.2.2. Puits activé par Gas Lift ;

Équipements d’un puits éruptif plus:

Un clapet anti-retour amont vanne

d’isolation gaz HP

Vanne(s) Gas Lift équipée(s) de clapetanti-retour

Vanne de sécurité de subsurfaceannulaire

Figure 18: Équipements puits gaz-lift

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4.2.3. Puits activé par pompage centri fuge avec dégazage annulaire

Équipements d’un puits éruptif plus:

Une vanne motorisée avalvanne d’isolation dégazageannulaire

Un bouchon annulaire desubsurface

Une vanne d’isolation dubypass du bouchon annulaire

Figure 19: Équipements puits pompé

4.3. LES ÉQUIPEMENTS DE FOND

4.3.1. Casings (cuvelages) et colonnes de casing

Au fur et à mesure de l'avancement du forage on descend un certain nombre decuvelages (casings) pour :

Protéger la nappe phréatique ou la mer

Prévenir l’instabilité du trou foré

Contenir la pression de formation par la densité de la boue

Permettre l’installation de la colonne de production (tubing string) dans le derniercasing/liner (cuvelage/colonne perdue)

Pour assurer une protection vraiment étanche, le cuvelage est complété par unecimentation qui consiste à injecter du ciment liquide sous pression, par la base ducuvelage, pour remplir l'espace entre les cuvelages et le trou.

Le casing est un tuyau d’acier d’un diamètre extérieur de moins de 4½″ jusqu'à plus de20″.

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Les tuyaux de casing assemblés a l’aide des connections étanches sont appelé « colonnede casing » Les colonnes de casing sont utilisées pour protéger le trou de forage durantcelui-ci.

Quand les travaux de forage sont terminés, la colonne de casing continue à protéger letrou de forage contre l’effondrement et les fuites.

Il est généralement nécessaire de placer plusieurs colonnes de casing dans un trou deforage au courant des travaux de forage, mais le premier casing posé aura toujours le plusgrand diamètre.

Les travaux de forage continueront à l’intérieur de chaque casing qui est posé.

Retenez les faits suivants concernant les colonnes de casing :

La première colonne de casing qui est posé est la colonne de surface et elle esttenue en place avec du ciment.

La colonne de surface a le plus grand diamètre

La colonne de casing qui complète le trou de forage est la colonne de production

La colonne de production a le plus petit diamètre de toutes les colonnes de casingdans un trou de forage

Si dans un trou de forage, il n’y a qu’une seule colonne de casing, cette colonneest appelé la colonne de production et elle sera cimenté jusqu’au réservoir.

La première colonne de casing installée est toujours la colonne la plus courte dansle trou de forage

De temps en temps, une colonne de guidage est posée avant la colonne desurface

4.3.2. Autres équipements du trou de forage

Tubing de production : La plupart des puits sont mis en production à travers untubing de production qui se trouve a l’intérieur de la colonne de production

Espace annulaire : Espace entre la paroi intérieure d'un puits ou de son tubage etla paroi extérieure des tiges de forage ou de la colonne de production. Quand lefluide du réservoir entre dans le trou de forage, une partie peut monter dansl’espace annulaire.

Bouchon annulaire (packer): Garniture d’étanchéité pour éviter que le fluide

monte dans l’espace annulaire

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Figure 20: Exemple de coupe technique de puits (Casings vs Géologie)

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4.3.3. Consol idation de la liaison couche trou (LCT)

Une fois le cuvelage du puits réalisé, onconsolidera la liaison couche trou si lesformations géologiques ainsi que le type deréservoir rencontré le nécessitent.

Cette liaison assure le passage del’effluent entre la couche réservoir et le trouforé.

Afin de prévenir de nombreux problèmeslors de la mise en production d'un puits, on

peut intervenir sur la liaison couche trou.

Ainsi, suivant le type de roche réservoir,différents systèmes peuvent être mis enplace.

Figure 21: Différents liaisons couche trou

On notera que dans tous les cas de figure,une attention particulière sera portée par leproducteur lors desémarrages afin d'éviterde fortes variations de pression pouvantgénérer à terme une dégradationprématurée de la liaison couche trou.

Figure 22: Différents liaisons couche trou

avec perforations

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4.3.4. Complétions

Une complétion a pour but d’assurer :

La liaison de production entre le réservoir et la surface.

La production optimale par des équipements spécifiques (activation).

La sécurité en cas d’incident dans le puits ou en surface.

Elle permet en outre de produire sélectivement plusieurs couches de réservoir, d’isolerdes couches produisant de l’eau ou du gaz en excès et de contrôler les venues de sable

dans les formations non consolidées.

Une fois le puits foré et cuvelé (casings posés et cimentés) et la LCT consolidée oupas,l’équipement nécessaire à la production est mise en place, c'est la complétion. Làaussi, suivant les caractéristiques du puits il en existe plusieurs sortes.

4.3.4.1. La complétion simple

Figure 23: La complétion simple

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La complétion simple correspond à la mise en production d'un ou plusieurs niveaux dansle même tube et est composée principalement d'un tubing central et d'un packer d’isolationde l’annulaire.

4.3.4.2. La complétion sélective

Que ce soit en complétion sélective ou encomplétion double, le rendement financier vis-à-visde l'architecture puits est plus favorable que pourune complétion simple.

Ceci est d'autant plus vrai que l'on s'oriente de plusen plus vers des forages en mer profonde et doncque l'on cherche à réduire le nombre de puits.

La complétion sélective se différentie de lacomplétion double par un mélange dans le tubingdes effluents provenant de deux zones deproduction différentes.

Figure 24: La complétion sélective

4.3.4.3. La complétion double

Dans ce type de complétion, le mélange des deuxeffluents est rendu impossible (incompatibilitécompositionnelle), et c'est pourquoi ils sont produitsséparément.

La contrainte majeure de ce type de complétion estl'encombrement important des deux tubings (eux-mêmes de diamètres réduits), au sein du casingrendant alors difficile toute intervention ou activationen gas lift.

Figure 25: La complétion double

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4.3.4.4. Exemples de di fférentes complétions

Figure 26: Exemple de complétion d'un puits à gaz éruptif

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Figure 27: Exemple de complétion d'un puits en pompage centrifuge immergé

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Figure 28: Exemple de complétion d'un puits en gaz-lift

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Figure 29: Exemple de complétion d'un puits injecteur d'eau

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4.3.5. SCSSV (Surface Controlled Subsurface Safety Valve)

Les SCSSV font partie de nos barrières de sécurité sur un puits.

Figure 30: Extrait du "Company Rule CR EP FPP 135 - Barriers on Completed Wells"

Figure 31: Surface Controlled Subsurface Safety Valve

Elles sont généralement opérées depuis la surface par fluide hydraulique. En augmentant lapression de la ligne de contrôle, on va déplacer vers le bas une chemise à l’intérieur de la SCSSV.

La pression hydraulique normale d’alimentation est d’environ 4000 psi.

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Le Puits


La chemise va ouvrir d’abordun clapet d’égalisation pourégaliser les pressions amontaval du clapet de la SCSSV.

A la surface, les vannes detête de puits doivent êtrefermées pour permettre cetteégalisation de pression.

Figure 32: FonctionnementSCSSV

A l’approche de l’égalisation des pressions, la chemise peutterminer d’ouvrir l’obturateur (qui est maintenu fermé par unpetit ressort).

La SCSSV est « fail closed »: cela signifie qu’en cas deproblème sur l’alimentation en fluide hydraulique, la chemiseremontera sous l’action d’un ressort (comprimé lors del’ouverture de la chemise) et que la vanne fermera.

Figure 33: Obturateur d'une SCSSV

En conséquence, l’obturateur (un clapet ou une vanne boisseau) fermera et restera fermée avecl’augmentation de pression sous l’obturateur.

La seule fonction de la Surface Controlled Subsurface Safety Valve (SCSSV) est defermer le puits en dessous de la surface d’une manière automatique et fiable en casd’urgence

Figure 34: Coupe d'une SCSSV

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Le Puits


Selon le type, la SCSSV peut être retirée du puits à l’aide d’une opération wireline ou bien,elle peut faire partie de la colonne de production

4.3.6. Les bouchons annulaires (packers)

Les packers sont utilisés pour isoler les différentsréservoirs perforés ou pour constituer (du coté del’annulaire) la barrière de sécurité de fond de puits. Ilssont ancrés sur la paroi du casing soit mécaniquementsoit hydrauliquement et comprennent des garnitures pourassurer l’étanchéité avec le casing. L’étanchéité avec letubing peut être assurée par un locator ou par vissageavec le tubing supérieur.

Les packers ont des avantages importants :

Un packer peut transférer une partie du poidsdu tubing vers la colonne de production

Un packer peut aider à éviter d’endommagerle cuvelage.

Un packer aide à prolonger la vie d’un puits

Figure 35: Les bouchons annulaires (packer)

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Le Puits


4.4. LES EQUIPEMENTS DE SURFACE

Figure 36: Tête de puits et arbre de Noël

Les équipements de surface au dessus de la vanne maîtresse sont appelés arbre de Noël(Christmas Tree – Xmas Tree) et les équipements en dessous de la vanne maîtresse fontpartie de la tête de puits (Well Head). Le fluide passe de la tête de puits à travers la vannemaîtresse dans la T de l’arbre de Noël. La il est dirigé a travers une vanne latérale et une

vanne réglable vers un reseau de collecte. Sur la partie supérieure de l’arbre, on retrouveun manomètre qui indique la pression dans le tubing.

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Le Puits


4.4.1. La tête de puits (Wellhead)

La tête de puits est composée de :

Deux têtes (ou plus) de casing

Une tête de tubing

La tête de casing inférieure repose sur la colonne de surface et soutient le casingtechnique.

La tête de casing supérieure soutient la colonne de production et assure l’étanchéité entreles deux colonnes. Le fluide qui entre dans l’espace entre la colonne de production et lacolonne technique peut être retiré à l’aide de la vanne qui se trouve sur la tête de casingsupérieure.

La tête du tubing soutient la colonne de tubing et assure l’étanchéité de l’espace annulairetubing – casing.

4.4.1.1. Tête de casing (Casing Head)

Une tête de casing est utilisée pour soutenir lacolonne de production à partir de la surface. La

tête du casing à une olive de suspension quitient le support du casing.

Le support de casing soutient la colonne deproduction.

La tête du casing est visée ou soudé surl’embout du casing de surface.

Des têtes de casing sont aussi utilisées poursoutenir des colonnes intermédiaires. Certains

forages sont par exemple équipés de troiscolonnes de casing :

Figure 37: Olive de suspension et support casing

Une colonne intermédiaire ou colonne technique posée a l’intérieur de la colonnede surface.

La colonne de production, qui est posée a l’intérieur de la colonne technique

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Le Puits


La colonne technique est plus longue que la colonne de surface, mais plus courtque la colonne de production et elle est utilisée dans les cas ou la pression duréservoir et la profondeur du trou de forage le demande.

Pour soutenir la colonne de production, une deuxième tête de casing est utilisée.

4.4.1.2. Tête de tubing

A la surface du forage, une tête de tubing soutientla colonne de tubing. La tête de tubing est attachéeà la tête supérieure du casing.

Une olive de suspension dans la tête de tubingcontient un support pour le tubing. Les fuites sontévitées à l’aide d’un jeu de joints.

Figure 38: Tête de tubing

4.4.1.3. Espaces annulaires

Chaque espace entre deux colonnes est appelée un espace annulaire. Un puits qui a untubing a aussi une espace entre le tubing et la colonne de production. Cette espace est unespace annulaire.

L’espace annulaire a des sorties sur les cotés de la tête du tubing. Il y a aussi des sortiessur les cotés des têtes de casing. Ceux-ci sont les sorties pour les espaces annulaires

entre les colonnes de casing.

Si un puits contient trois colonnes de casing, la sortie sur la tête de casing inférieure est lasortie de l’espace annulaire entre le casing de la colonne de surface et le casing de lacolonne technique.

Les sorties dans la tête de tubing sont équipées de manomètres qui mesurent la pressionqui existe dans l’espace annulaire entre le tubing et le casing de production.

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4.4.1.4. Capteur de pression du casing

Malgré le fait que les têtes de casing ont des capteurs de pression, celui de la tête du

tubing est généralement appelé le capteur de pression du casing.Le terme pression du casing fait référence a la pression de l’espace annulaire entre letubing et le casing de production

4.4.2. L’arbre de Noël (Christmas Tree – Xmas Tree)

L’équipement d’un puitsqui est utilise pourcontrôler le débit del’effluent est appelé« Arbre de Noël »(Christmas Tree – XmasTree)

L’arbre de Noël se trouveau dessus de la tête depuits.

Un arbre de Noël est au

moins composé deséléments suivants:

Vanne maîtresseinférieure

Vanne maîtressesupérieure

Vanne de curage

Vanne latérale

Duse

Figure 39: Arbre de Noël -Christmas Tree

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4.4.2.1. Vanne maîtresse inférieure (Lower Master Valve)

En exploitation, cette vanne est normalement ouverte. Elle sert comme « backup » pourles vannes plus haut dans l’arbre de Noël. La vanne maîtresse inférieure peut être ferméquand il y d’autres vannes qui doivent être entretenues ou enlevées.

La manœuvre de cette vanne est soumise à autorisation (voir consignes d’exploitationsite).

4.4.2.2. Vanne maîtresse supérieure (Upper Master Valve - Surface SafetyValve – SSV)

Cette valve est utilisée pour fermer et ouvrir le puits. Cette vanne peut être une vannemanuelle ou opéré a l’aide d’un mécanisme de commande hydraulique ou pneumatique.

Quand elle est équipée d’un mécanisme de commande, on peut aussi l’appeler « SurfaceSafety Valve – SSV). En l’absence de pression hydraulique ou pneumatique, la vannesera fermée.

4.4.2.3. Vanne de curage (Swab Valve – Crown Valve)Cette vanne se trouve en haut de l’arbre de Noël et permet un accès vertical à l’intérieurdu puits. En exploitation, cette vanne est normalement fermée

4.4.2.4. Vanne latérale (Wing Valve)

Il peut y avoir une ou deux vannes latérales. Lavanne latérale est utilisée pour ouvrir ou fermer

l’écoulement de l’effluent du puits vers laproduction. Elle peut être opéré manuellementou être équipe d’un mécanisme de commande.Ce mécanisme fonctionne de la même manièreque celui du SSV

Pour éviter l’usure de la vanne maîtresse,l’écoulement du fluide est souvent arrêté enfermant la vanne latérale.

Figure 40: Vanne latérale

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4.4.2.5. Duse (Choke Valve)

La plupart des arbres de Noël ont aussi une duse quipermet de régler le débit du puits.

Avec cette duse, on peut contrôler le débit et doncaugmenter la pression en amont de la vanne.

Si la duse n’est pas réglable, l’écoulement du fluide doitêtre arrêté pour pouvoir remplacer la duse.

Figure 41: Choke Valve

4.4.3. Têtes de pui ts sous-marines

Le développement grandissant de

l’exploitation des grands fonds a mis au jour de nouvelles technologies,notamment sous-marines.

Les représentations suivantes montrentles réseaux sous-marins et plusparticulièrement les « Wellhead » et« Christams Tree ».

Figure 42: Réseau sous-marin

Le détail de ces technologies nesera pas développé dans ce courset sera l’objet d’un coursspécifique.

Figure 43: Manifold, Well Head et

Christmas Tree sous-marin

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4.5. LES DIFFERENTS TYPES D’ACTIVATION

Après avoir considéré les différents types de géométrie, les différents équipements

existants sur un puits, il est nécessaire de prendre en compte les différents typesd’activation lorsque celle-ci est nécessaire.

En effet, un puits peut être activé pour produire plus mais surtout lorsque l'effluent n'a plussuffisamment d'énergie pour accéder à la surface dans les conditions fixées par leprocédé.

Les causes sont multiples mais on retiendra principalement la baisse de la pressionstatique du réservoir ou l'augmentation du BSW (pourcentage d’eau dans l’effluent) demanière importante par venue d'eau de formation ou d'eau d'injection.

Les principaux moyens d'activation sont présentés ci-après :

Figure 44: Les différents moyens d'activation

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4.5.1. Le pompage aux tiges

Nous rappelons qu'il s'agit d'une pompe à piston intercalée dans le tubing,dont le piston est mû depuis la surface par un système à balancier, parl'intermédiaire d'un train de tiges.

En ce qui concerne la pompe à piston, elle est constituée d'un clapet denon retour fixe (standing valve) et d'un piston avec passage central dufluide, ce passage étant muni d'un clapet de non retour (travelling valve).

Figure 45: Mouvement descendant d’une pompe à piston

Ce piston se déplace donc alternativement verticalement dans un

cylindre (barrel). Ce cylindre est soit intégré dans le train de tubings, soitancré à l'intérieur du train de tubings.

Dans le mouvement ascendant du piston, la travelling valve est ferméesous l'effet du poids du fluide au-dessus du piston.

Ce fluide se trouve donc poussé vers le haut tandis que le volumecompris entre les clapets qui est en augmentation se remplit de fluide enprovenance de la couche, la standing valve autorisant la circulation dansce sens.

Figure 46: Mouvement ascendant d'une pompe à piston

Figure 47: Schéma d'une unité de pompage conventionnelle

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4.5.2. Le pompage centrifuge immergé (PCI)

4.5.2.1. Description du matériel

Les principaux éléments qui constituent le groupe de pompage centrifuge sont de bas enhaut :

Le moteur électrique

Le protecteur

La pompe centrifuge.

Ce groupe est alimenté en énergie électrique par un câble électrique qui est accolé autubing et qui sort de la tête de puits par un système de presse étoupe.

Une armoire de contrôle et un poste de transformation constituent avec les diversconducteurs l'installation électrique de surface.

4.5.2.2. La pompe

Ce sont des pompes centrifuges multiétages, comme le montre le schémaci-après.

Les étages sont regroupés enmodules (housing) de 20, 30 ou40 étages.

Ces modules sont accouplés entreeux par des systèmes à brides en cequi concerne le stator et par des

manchons et arbres cannelés en cequi concerne la partie tournante.

Chaque étage est composé d'uneroue mobile ou aube qui imprime aufluide un mouvement centrifuge etd'un diffuseur fixe qui provoque unralentissement du liquide et de ce faitune augmentation de sa pression.

Figure 48: Premier élément d'une pompe en tandem avec aspiration standard

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Le Puits


Les aubes peuvent être fixes ou flottantes. Les aubes fixes sont immobilisées sur l'arbremoteur. Les efforts axiaux des différentes aubes sont donc transmis à l'arbre et neutraliséspar une butée tournante située dans le protecteur. Ce mode de construction n'est valable

que si la hauteur de refoulement demandée à la pompe n'est pas trop élevée. La règle estdonc de ne pas utiliser ce système pour des profondeurs supérieures à 6 000 pieds. Lesaubes flottantes ne sont pas immobilisées en translation sur l'arbre. Les efforts axiaux sontneutralisés par des coussinets situés entre le diffuseur et la roue.

Ces efforts axiaux sont minimums pour le débit de la pompe correspondant au rendementmaximum. Ils croissent au fur et à mesure que l'on s'éloigne de ce débit (dans un sens oudans l'autre), d'où l'intérêt de ne pas trop s'écarter du rendement optimum pour lalongévité du matériel.

Figure 49: Schéma générale d'installation d'une pompe centrifuge électrique immergée

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4.5.3. Le pompage à cavité progressive (type Moineau)

Ces pompes, qui sont utilisées dans l'industrie chimique pour véhiculer des fluides très

visqueux se composent :

d'un stator en élastomère

d'un rotor en acier.

Figure 50: Stator pompe Moineau

On voit que du fait de la rotationdu rotor dans le stator, desvolumes de liquide se trouventpiégés dans des alvéoles et sontpropulsés de l'aspiration vers lerefoulement.

Figure 51: Rotor Pompe Moineau

Il s'agit donc d'une pompe à caractéristiques volumétriques.

Le groupe de pompage a la même configuration que dans le cas d'une pompe centrifuge..

Une variante des pompes type Moineau commence à voir le jour ; il s'agit d'une pompeMoineau entraînée depuis la surface par un train de tiges analogue à celui utilisé dans lepompage aux tiges. L'installation de fond est dans ce cas extrêmement simple.

Le stator de la pompe est vissé à l'extrémité inférieure du tubing. Le rotor est descendu àl'extrémité des tiges de pompage, (le stator étant déjà en place) et enfilé dans le stator. Unbutoir placé à l'extrémité inférieure du stator permet de contrôler le bon positionnement durotor dans le stator.

En surface, on trouve une sortie étanche pour la tige polie et un système d'entraînement

en rotation de cette dernière (poulies et moteur électrique).

Sur l'épure ci-dessous, le stator est représenté en coupe, il est fixe. Le rotor (pas à droite),représenté en coupe tourne à droite.

Nous voyons qu'il se forme entre les deux engrenages des alvéoles qui, lorsque le rotortourne, s'ouvrent à l'extrémité gauche, grandissent, sont isolées et viennent déboucher àl'autre extrémité en diminuant progressivement pour enfin s'annuler.

Ainsi le liquide se déplace de gauche à droite. Le refoulement et l'aspiration sont toujoursisolés l'un de l'autre par une ligne d'étanchéité de longueur constante.

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Le Puits


Si le rotor tourne en sens inverse, les alvéoles se déplacent de la droite vers la gauchesuivant le même principe. Nous avons donc une pompe qui est bien réversible.

Figure 52: Epure de principe d'une pompe Moineau

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4.5.4. Le Gas-Lift

Allégement du poids de colonne par Gas Lift.

Le but est ici de modifier le gradient de pression de l'effluent en allégeant le poids decolonne par injection de gaz à débit contrôlé et continu le plus au fond du puits.

On réduit ainsi la pression hydrostatique.

4.5.4.1. Le gas lift en circuit fermé

Dans un circuit fermé, le gaz qui a servi au gas lift des puits, ainsi que le gaz naturel despuits sont récupérés en quasi-totalité à la sortie des séparateurs de production,recomprimés et réinjectés à nouveau dans le puits. Il y a quelques pertes en gaz dues àla régulation de la pression du réseau aspiration compresseurs. Ces pertes peuvent êtreimportantes et perturber le fonctionnement des compresseurs en cas de productioninstable des puits (heading,…).

Figure 53: Schéma de gas lift en circuit fermé

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Le Puits


Le gas lift en circuit fermé constitue un système comprenant :

le réservoir

les puits

les équipements de fond (vannes gas lift,..)

les collectes

les lignes d’alimentation en gaz d’injection

les séparateurs

les installations de traitement (éventuelles)

la compression

les équipements de surface (transmetteurs, comptages, duses,…)

L’équilibre du système est global : la production d’un puits à fort GOR servira à activer unpuits à faible GOR..

D’une manière générale, une production maximale, une utilisation efficace du gaz, un coûtminimum de l’ensemble investissements initiaux / frais d’exploitation cumulés, résulteront

d’un dimensionnement correct du système.Sauf pour les cas où des contraintes existent, lors du dimensionnement d’une installationde compression de gaz lift, la pression de refoulement pourra être sélectionnée pourobtenir :

une optimisation de la puissance de compression

une limitation plus ou moins avancée du matériel gas lift à mettre en place dansles puits (mandrins gas lift)

4.5.4.2. L’équipement gas lift de surface

Il est constitué des divers capteurs et instruments de contrôle ainsi que de la vanne deréglage gas lift.

Cette vanne peut être une simple duse fixe ou une duse réglable.

Différents paramètres permettent de surveiller le comportement du puits, entre autres latempérature et la pression en tête tubing de production, la pression du casing, le débit de

gaz injecté dans le casing.

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Le Puits


4.5.4.3. L’équipement gas lift de fond

Des mandrins gas lift vont être installés dans la complétion d’un puits candidat au gas lift.Leur côte aura été déterminée par le service Méthodes / puits en fonction des donnéesréservoir transmises par le service Gisement.

Des vannes gas lift vont être installées dans ces mandrins. Leur rôle est de déchargerprogressivement le puits à l’aide de la pression d’injection de gaz disponible pour atteindrela profondeur d’injection requise, soit le point d’injection finale.

La vanne située au point d’injection final, généralement un orifice dont le diamètre aura étéchoisi pour injecter un débit de gaz optimisé, permettra de produire le puits au débit liquidedésiré.

Il existe deux types devannes gas lift :

les vannes « casingoperated »

les vannes « tubingoperated »

Les vannes « tubingoperated » sont surtoututilisées pour les complétionsdoubles et rarement pour descomplétions simples.

Figure 54: Principe defonctionnement vanne

gas lift de décharge"casing operated"

4.5.4.4. Principe de fonctionnement :

Les vannes « casing operated » sont dites vannes de décharge car elles permettentd’atteindre l’orifice final d’injection. Chaque vanne est installée au wire line dans lelogement d’un mandrin.

L’étanchéité de la vanne avec le logement se fait par des garnitures supérieures etinférieures, la communication de la vanne avec le casing se faisant entre les garnitures.

Les internes de la vanne sont constitués d’un soufflet sous pression solidaire d’un clapetqui vient faire étanchéité sur un siège orifice lors de la baisse de pression casing.

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Le Puits


Le diamètre du siège orifice peut être choisi en fonction du débit de gas lift requis. Unclapet situé en aval du siège orifice empêche tout retour du tubing vers le casing.

Le soufflet communique, suivant les fabricants, avec une chambre supérieure (parfois parun orifice pour éviter les ouvertures / fermetures violentes du soufflet qui est dans ce casrempli de silicone).

L’ensemble chambre – soufflet est pressurisé en atelier à l’azote.

Les seuils de fermeture sont décalés d’une vanne de décharge à l’autre pour permettre letransfert de l’injection de gaz vers la vanne inférieure.

Figure 55: Principe de fonctionnement du gas lift

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Le Puits


4.6. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES

4.6.1. Choix d’une méthode d’activation

Deux critères permettent de faire une présélection du type d’activation :

productivité du puits (débit)

profondeur.

Productivité du puits(débit)

GL ESP RP PCP

< 6000 m³/j ¤ ¤

500-2300 m³/j ¤ ¤

32-500 m³/j ¤ ¤ ¤ ¤

< 32 m³/j ¤ ¤ ¤

Profondeur du Puits

> 3600 m ¤

3000 - 3600 m ¤ (Pb T°)

< 2400 m ¤ ¤ ¤ ¤

Table 1: Critères de sélection du type d'activation

Dénomination utilisée : GL Gas liftESP Pompage centrifuge immergéPCP Pompage à cavité progressiveRP Pompage aux tiges

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Le Puits


Cette présélection sera à confirmer en fonction des problèmes rencontrés sur le puits etdes différents facteurs suivants :

nombre de puits et espacements têtes de puits

taille casings, types de complétions

profil du puits

type d’activation existante, expérience

problèmes d’opération (dépôts, paraffines, corrosion,…)

disponibilités locales (énergie, servicing, pièces,…)

degré d’automatisation

investissement et coûts opératoires

performances en temps de marche

situation géographique (environnement)

possibilités de work over

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Le Puits


Méthode d’ACTIVATION

Problèmes GL ESP RP PCP

Sable Bon Mauvais Mauvais Bon

GOR élevé ExcellentBon

(si rotary gasseparator)

Médiocre Passable

Puits dévié Bon Bon Passable Moyen

Débit élevé Excellent Excellent Passable Moyen

Profondeur Bon Moyen Moyen Médiocre

Simplicité de conception Oui Moyen Oui Oui

Souplesse pour les débits BonBon

(si variateur defréquence)

Moyen Bon

Présence de dépôts Moyen Moyen Médiocre Bon

Présence de gaz libre ExcellentMoyen

(si rotary gasseparator)

Mauvais Mauvais

Effluent visqueux Possible

(peu utilise)

Possible(si viscosité <

200 cp)

Oui(le plusutilisé)

Oui

Table 2: Problèmes en fonction du méthode d'activation

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Le Puits


4.6.2. Le gas-lif t

Avantages :

flexibilité

investissement faible pour l’équipement du puits

adaptation sur puits déviés

possibilité de présence de sable

matériel réduit sur le puits en surface

interventions légères sur les puits

possibilité de traitement

utilisation possible du gaz produit sur place

Inconvénients :

nécessité d’une source de gaz

problèmes de redémarrage (régimes transitoires)

importance des installations de surface (compresseurs GL)

sensibilité du procédé à la pression en tête de puits

délai de mise en place

limites d’activation par déplétion importante

gaz de formations corrosives

problèmes d’hydrates

adaptation du casing au gaz lift

installation haute pression

rendement faible (10 à 30%)

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4.6.3. Le pompage centri fuge immergé

Avantages :

Débits importants

Simplicité de conception

Peu encombrant

Bon rendement (35 à 60%)

Pas de nuisances

Facile à opérer

Possibilité d’installer des capteurs pour mesurer la pression de fond

Peut être installée dans un puits dévié à condition d’être dans une partie rectiligne

Coût faible pour de gros débits

Inconvénients :

pas ou peu flexible (sans variateur)

présence de gaz gênante (15% maximum accepté avec un gas separator)

intervention sur le puits avec matériel lourd

durée de vie faible si température puits élevée (1 an en moyenne)

énergie électrique requise doit être stable

pas utilisable pour les faibles débits (30 m3/J mini pour refroidissement moteur)

création d’émulsions

profondeur limitée par la chute de tension dans le câble (maximum 2400 m)

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4.6.4. Le pompage à cavité progressive

Avantages :

faible coût d’investissement

faible encombrement en surface

bon rendement (40 à 70%)

simplicité d’installation

utilisable sur une large gamme de densité d’huile

Faibles coûts de maintenance

Utilisable en puits déviés et horizontaux

Accepte de grandes quantités de sable

Inconvénients :

usure du tubing et des tiges

limité en température d’utilisation (122°C maxi)

sensible à la présence d’H2S, de CO2 et d’aromatiques

n’accepte pas de gaz libre

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4.6.5. Le pompage aux tiges

Avantages :

simplicité de conception

déplétion du puits possible

souplesse de réglage en surface

pompage de fluides visqueux

coûts faibles (achat et maintenance)

automatisation facile

bon rendement (45 à 60%)

pas de problème de température

Inconvénients :

frottements si puits dévié

rendement faible si présence de gaz

profondeur limitée

unité de surface encombrante

solides gênants

problèmes avec paraffine

débits faibles

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4.7. EXERCICES

3. Citer les différents types de puits.

4. Citer les 3 types de casings rencontrés classiquement dans un puits.

5. Qu’est-ce qu’une SCSSV ? Quelle est sa fonction ?

6. Quelles sont les 4 vannes essentielles d’une Christmas Tree ?

7. Citer les principaux types d’activation

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8. Citer les 6 éléments majeurs d’une installation PCI

9. Expliquer le principe defonctionnement du gas-lift à l’aidedes schémas.

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10. Un puits qui demande une pompe ou un autre moyen

activation s’appelle un puits éruptif

Vrai

Faux

11. Pourquoi ?

12. Si un fluide avec la même densité remplit chaque trou deforage, a quel point est-ce qu’on aura la plus grandepression hydrostatique ?

Au fond du trou de forage A

Au fond du trou de forage B

13. Pourquoi ?

14. Si la pression d’écoulement est de 5000 PSIG et la pression hydrostatique est de 2000PSIG, est-ce que le puits produira sans activation ?

Oui, ce puits est un puits éruptif

Non, on aura besoin d’un moyen d’activation

15. Pourquoi ?

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16. Quel type de casing protège le trou de forage et évite le contact des fluides de forageavec des couches d’eau fraîche ?

La colonne de perforation

La colonne de production

La colonne de surface

La colonne technique

17. Un packer fait que les fluides ne peuvent pas entrer dans une espace annulaire.

Vrai

Faux

18. Où se trouve la tête de puits ?

Au-dessus de la vanne maîtresse

En dessous de la vanne maîtresse

19. La pression hydrostatique au fond du puits est plus grande quand l’effluent contientplus de

Gaz

Huile

20. En augmentant la contre-pression en tête, on diminue le débit d’un puits.

Vrai

Faux

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5. REPRESENTATION ET DONNEES DES PUITS

Nous décrirons dans ce chapitre comment est représenté un puits sur les principauxdocuments mis à la disposition de l’exploitant.

Fiche réception de puits : ce document édité par le département Forage identifiele puits de par ses équipements de subsurface et de surface ainsi que desdifférents paramètres qui le définissent. Cette fiche de réception de puits estsignée conjointement par le département Forage et le Département Exploitationqui donne son accord pour prendre sous sa responsabilité l’exploitation du puits.

Plan de circulation des Fluides (PCF / PFD) : ce document édité lors de laphase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacitésprocess ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux.

Piping & Instrumentation Diagram (P&ID) : ce document édité lors de la phaseprojet, présente sous format beaucoup plus complexe que le PCF, toutes leslignes et capacités process ainsi que tous leurs paramètres de fonctionnement.

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5.1. FICHE DE RECEPTION PUITS

Figure 56: Fiche réception puits (1)

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5.2. REPRESENTATION SUR PFD (PROCESS FLOW DIAGRAM)

Plan de circulation des Fluides (PCF/PFD) : ce document édité lors de la phase projet,présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leursparamètres de fonctionnement principaux.

Les exemples de PFD(Process Flow Diagram) ci-dessous montrent un puits producteuroffshore, non éruptif en gas-lift.

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Figure 59: PFD d'un puits producteur

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Figure 60: Schéma d'implantation d'un puits sur plateforme offshore

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Figure 61: P&ID de puits producteur en gas-lift

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Figure 62: P&ID de puits non éruptif en PCI

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5.3. EXERCICES

21. Dans quels types de documents principaux un exploitant peut-il retrouver lareprésentation d’un puits ?

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6. LE PUITS ET LE PROCESS

6.1. LOCALISATION ET CRITICITE

Toutes les fonctions sont essentielles pour la production si l’on considère qu’elles sontnécessaires pour réaliser les spécifications requises du produit en sortie.

Dans la chaîne d’exploitation des hydrocarbures, le puits est l’équipement de départ. Et dece fait, l’intégrité de la fonction est critique pour la production.

En revanche la quantité de puits sur une même plateforme tempère le degré de criticité de

l’ensemble (sauf pour certains puits « dédiés » à une fonction spécifique – ex : puits à gazalimentant une turbine -).

Fonction Equipements CriticitéProduction

Etat*Secours Bypass

Puits Moyen Arrêt Non Non

Production

Puits dédié Haute Arrêt Non Non

* en cas de perte de la fonction

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7. LES AUXILIAIRES

Ce chapitre décrit le principal équipement auxiliaire nécessaire au fonctionnement dupuits. : Le wellhead control panel.

Les autres équipements auxiliaires spécifiques aux puits activés seront traités dans leschapitres « process » Puits en Gas Lift et Puits Pompés

7.1. WELLHEAD CONTROL PANEL (WHCP)

Les vannes de sécurité d’une tête de puits sont normalement des vannes a passage

direct, avec un actionneur pneumatique ou hydraulique. On aura donc besoin d’unepression hydraulique ou pneumatique pour ouvrir la vanne.

Une coupure ou perte de la pression hydraulique ou pneumatique vont fermer les vannesde sécurité à l’aide d’un ressort qui se trouve dans l’actionneur.

Toutes les vannes de sécurité faisant partie du système de sécurité d’un puits sont desvannes « fail closed ». « Fail closed » veut dire que, des qu’il y a un problème avecl’alimentation de la vanne, elle va se fermer. L’alimentation de la vanne peut êtreélectrique, pneumatique ou hydraulique.

Le “wellhead control panel” fourni cette alimentation en énergie. Ce WHCP est constituéd’un :

Hydraulic PowerUnit (HPU) quialimente lesvannes des têtesde puits

Cabinet Front

Panel (CFP) quicontient tous leséquipements decontrôle et de suivi

Figure 63: WellheadControl Panel

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7.2. SPECIFICATION GENERALE GROUPE

Extrait de la Spécification Générale Groupe (GS EP SAF 226 / GS EP INS 147) détaillant certaines

recommandations concernant le fonctionnement du wellhead control panel :

Figure 64: Extrait de la Spécification Générale Groupe GS EP INS 147

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Figure 65: Extrait de la Spécification Générale Groupe GS EP SAF 226

7.3. EXERCICES

22. Qu’est-ce qu’un wellhead control panel?

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8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT

8.1. NORMAL OPERATING

8.1.1. Mesures et enregistrements

Le but de ce chapitre est de définir l'intérêt et l'utilité des mesures sur les puits.

8.1.1.1. Définitions

Les mesures sur un puits peuvent être de deux sortes et le choix de l'une ou de l'autredépendra alors de l'utilisation voulue du paramètre pris en compte.

Les simples mesures qui sont en fait des indications et permettent la détection d'uneanomalie.

Les enregistrements qui déterminent une tendance ou une évolution afin de permettre uneanalyse. Dans ce cas, on notera les enregistrements occasionnels utilisés lors de larecherche de solution suite à une anomalie.

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8.1.1.2. Localisation

Les paramètres principaux de fonctionnement d’un puits sont schématisés ci après etdiffèrent peu, que ce soit un puits producteur ou injecteur. Des paramètres spécifiquessupplémentaires sont à prendre en compte s’il s’agit de puits activés et seront détaillésdans le cours « process » puits gas lift et puits pompés .

Mesures – Paramètres de foncti onnement

SCSSV

PT Hyd

Réseau

PT

FCV% open

Tête de PuitsTT - PT

SSV

EAPT EA1

PT EA2

PT EA3

ROV

ROV

PRO

TEST

ROV

ROV

PRO

TEST

PRO

TEST

ROV

PRO

PuitsPRODUCTEUR

PuitsINJECTEUR

Figure 66: Localisation des points de mesure

8.1.1.3. La tête de puits

Les paramètres nécessaires au suivi et à l'analyse sont :

Pression hydraulique du liner de commande SCSSV.

Niveau d’huile armoire hydraulique commande SCSSV

Pression des espaces annulaires EA1, EA2, EA3.

Pression tête de puits.

Température tête de puits.

Ouverture de la duse.

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On notera que pour la pression en tête de puits, il y aura de préférence un capteurtransmetteur doublé d'un indicateur (manomètre). La raison principale de cette doublemesure est de pouvoir évaluer rapidement la valeur de la pression lors d'une intervention

sur le puits sans avoir à interpréter celle-ci sur un enregistreur ou à demander par radio àla salle de contrôle.

En cas de complétion double, chaque string aura ses propres paramètres et l'on chercheraà définir l'interaction de l'un par rapport à l'autre en fonction de différents débits deproduction.

8.1.1.4. Le séparateur de test

Il est utilisé comme son nom l'indique lors de tests. Que ce soit pour un suivi de la

production de chaque puits ou pour une analyse suite à une anomalie, les mesureseffectuées sur le séparateur de test sont importantes. Le but lors d'une telle interventionest de déterminer le bilan matière, c'est à dire de quantifier chaque phase de l'effluent(gaz, huile et eau) pour chaque puits.

Pour cela, on effectuera les mesures suivantes :

Débit huile (ou liquide).

Débit gaz.

Prise d'échantillons afin de mesurer le BSW (% d’eau dans l’effluent).

Pression du séparateur, elle permet d'établir les débits mesurés et ce en conditionstandard.

On notera que les mesures effectuées sur le séparateur de test ne sont utilisables que sile puits est stable durant le test.

8.1.1.5. ÉvacuationQuel que soit le type de production, l'évacuation est le terme utilisé pour définir la contrepression du réseau situé en aval de la tête de puits. Seule la pression (PT Réseau) seradans ce cas enregistrée.

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8.1.2. Procédures

Il faut différencier les mesures de tous les jours des mesures occasionnelles.

Dans le premier cas, on se contente de mesures de contrôle permettant de vérifier que lepuits se comporte normalement (pas d'anomalie), tandis que dans le second cas, lesmesures permettent un diagnostic.

Les objectifs sont donc bien différents, mais on se souviendra que dans les deux cas lesmesures sont importantes, même si parfois cela semble la même chose que la veille.

Dans le cas de mesures occasionnelles, il faut respecter la procédure préalablementdéfinie et en cas de problème conserver les mesures (elles pourront toujours être utiles) et

renouveler l'opération.

Enfin, on notera que pour les mesures de fond (qui permettent de quantifier les pertes decharge dans la formation), il est impératif qu'elles soient effectuées en simultané avec unpassage sur le séparateur de test. Sinon, elles ne servent à rien alors que leur coût estimportant.

8.1.3. Quelles util isations?

Le relevé de toutes ces mesures ne trouve pas son utilité dans le fait de stocker desdonnées. Bien au contraire, et c'est en regardant les différentes utilisations que l'on prendconscience de l'importance de celles-ci.

Il conviendra donc d'être rigoureux dans ces relevés de mesures.

Vérification du bon fonctionnement du puits.

Optimisation de la production (et / ou de l'activation).

Compte rendu au management et aux associés.

Prévision d'un rééquipement adapté.

8.1.4. Quels types d’enregistrement ?

On trouve des enregistreurs locaux soit de type cellule Barton (enregistreur à plume utilisépour la pression, la température et les débits) soit de type autonome avec batterie (agréépour utilisation en zone classée).

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Ils permettent d'enregistrer généralement des valeurs pour des durées ≥ 24 heures. Il estimpératif d'enregistrer les mesures en tête de puits pendant les tests, particulièrementpour les puits activés. Une simple lecture ne suffit pas. Seules les courbes (trends)

permettent d'apprécier les problèmes de stabilité, de démarrage, de mauvaisfonctionnement en général.

Aujourd’hui, on trouve de plus en plus de possibilités d’enregistrement déporté (câblé outélétransmission) des mesures échantillonnées sur site.

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Figure 67: Exemp

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